Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части

Обновлено: 07.07.2024

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.

43. Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части?

Вопрос администрации

Тесты с ответами и комментариями, без рекламы.

Панель авторизации

Инструкция по пользованию сайтом

В данной инструкции изложены основные функции сайта, и как ими пользоваться

Здравствуйте,

Вы находитесь на странице инструкции сайта Тестсмарт.
Прочитав инструкцию, Вы узнаете функции каждой кнопки.
Мы начнем сверху, продвигаясь вниз, слева направо.
Обращаем Ваше внимание, что в мобильной версии все кнопки располагаются, исключительно сверху вниз.
Итак, первый значок, находящийся в самом верхнем левом углу, логотип сайта. Нажимая на него, не зависимо от страницы, попадете на главную страницу.
«Главная» - отправит вас на первую страницу.
«Разделы сайта» - выпадет список разделов, нажав на один из них, попадете в раздел интересующий Вас.

На странице билетов добавляется кнопка "Билеты", нажимая - разворачивается список билетов, где выбираете интересующий вас билет.

«Полезные ссылки» - нажав, выйдет список наших сайтов, на которых Вы можете получить дополнительную информацию.

В правом углу, в той же оранжевой полосе, находятся белые кнопки с символическими значками.

Опускаемся ниже, в серой полосе расположились кнопки социальных сетей, если Вам понравился наш сайт нажимайте, чтобы другие могли так же подготовиться к экзаменам.
Следующая функция «Поиск по сайту» - для поиска нужной информации, билетов, вопросов. Используя ее, сайт выдаст вам все известные варианты.
Последняя кнопка расположенная справа, это селектор нажав на который вы выбираете, сколько вопросов на странице вам нужно , либо по одному вопросу на странице, или все вопросы билета выходят на одну страницу.

На главной странице и страницах категорий, в середине, расположен список разделов. По нему вы можете перейти в интересующий вас раздел.
На остальных страницах в середине располагается сам билет. Выбираете правильный ответ и нажимаете кнопку ответ, после чего получаете результат тестирования.
Справой стороны (в мобильной версии ниже) на страницах билетов располагается навигация по билетам, для перемещения по страницам билетов.
На станицах категорий расположен блок тем, которые были добавлены последними на сайт.
Ниже добавлены ссылки на платные услуги сайта. Билеты с ответами, комментариями и результатами тестирования.
В самом низу, на черном фоне, расположены ссылки по сайту и полезные ссылки на ресурсы, они дублируют верхнее меню.
Надеемся, что Вам понравился наш сайт, тогда жмите на кнопки социальных сетей, что бы поделиться с другими и поможете нам.
Если же не понравился, напишите свои пожелания в форме обратной связи. Мы работаем над улучшением и качественным сервисом для Вас.

43. Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части?

Б) Разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

В) Фланцевую катушку, разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Г) Разъемную воронку для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Примечания

ФНиП №101 п.270. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части

Докипедия просит пользователей использовать в своей электронной переписке скопированные части текстов нормативных документов. Автоматически генерируемые обратные ссылки на источник информации, доставят удовольствие вашим адресатам.

Toggle navigation

Действующий

4.13. На кондуктор и техническую колонну, при бурении ниже которых возможны газонефтеводопроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны обвязываются между собой с помощью колонной головки. Инструкции по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования и колонных головок разрабатываются предприятием в соответствии с рекомендациями (техническими условиями) заводов - изготовителей и утверждаются техническим руководителем предприятия.

Рабочее давление колонной головки, блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья при открытом фонтанировании.

4.14. Выбор превенторной сборки, манифольда (линии дросселирования и глушения), гидроуправления превенторами, пульта управления дросселем, сепаратора или трапно - факельной установки осуществляется в зависимости от конкретных горно - геологических характеристик разреза для выполнения следующих технологических операций:

герметизации устья скважины при спущенных бурильных трубах и без них;

вымыва флюида из скважины по принятой технологии;

подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части?

Главная Что должны включать все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части?

А) Фланцевую катушку.
Б) Разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.
В) Фланцевую катушку, разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов. (правильный ответ)
Г) Разъемную воронку для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Обоснование ответа

Будем рады ответь на ваши вопросы

ВАЖНО! Информация не является публичной офертой Все сведения носят исключительно ОЗНАКОМИТЕЛЬНЫЙ характер. Наличие и цену вы можете узнать у менеджеров компании.

ВНИМАНИЕ !! Администрация сайта не гарантирует актуальность, правильность и достоверность представленной информации. Во избежание ошибок НАСТОЯТЕЛЬНО РЕКОМЕНДУЕМ обратиться к первоисточнику информации.

Менеджеры магазина не предоставляют справочной информации по общим вопросам ! Консультации предоставляются ТОЛЬКО по ассортименту, характеристикам товаров и процедуре заказа.

ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

Настоящий стандарт распространяется на вновь разрабатываемое или модернизируемое противовыбросовое оборудование (далее - ОП), предназначенное для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе их строительства и ремонта с целью обеспечения безопасного ведения работ, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды.

Стандарт определяет типовые схемы, основные параметры ОП и его составных частей и устанавливает взаимосвязь между ними.

Стандарт не распространяется на специальные виды ОП для скважин с избыточным давлением на устье, морских скважин с подводным расположением устья и т.п., а также на составные части, дополнительно включаемые в стволовую часть ОП (герметизаторы, разъемный желоб, надпревенторная катушка и др.).

Термины, применяемые в настоящем стандарте, и их пояснения приведены в приложении 1 .

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

черт. 1 и 2 - с механическим (ручным) приводом;

черт. 3 - 10 - с гидравлическим приводом.

В ОП для ремонта - привод механический или гидравлический, для бурения - гидравлический.

Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных условий строящейся или ремонтируемой скважины.

Применяемость схем - по приложению 2 .

1.2. Основные параметры ОП и его составных частей должны соответствовать указанным в табл. 1 .

Рабочее давление Р_р, МПа

Условный проход манифольда, мм

Номинальное давление станции гидропривода (для схем 3 - 10), МПа**

Наибольший диаметр трубы, проходящей с трубодержателем (подвеской) через ОП, мм

* Допускается в ОП для бурения уменьшение условного прохода линий, соединяемых с дросселями, и линий глушения до 50 мм, увеличение условного прохода линий дросселирования до 100 мм. При этом условный проход боковых отводов устьевых крестовин должен быть не более условного прохода подсоединяемой линии манифольда.

** Допускается применять станции гидропривода с номинальным давлением из следующего ряда: 10,5; 14; 21; 35 МПа.

1.3. Условное обозначение ОП - по приложению 3 .

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока

Примечание. Типовые схемы 1 - 10 не определяют расположение блоков, их составных частей и магистральных линий в пространстве.

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - устьевая крестовина; 4- манометр с запорным и разрядным устройствами с разделителем сред; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропровода; 11 - обратный клапан

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 6 - задвижка с ручным управлением; 7 - гаситель потока; 8 - вспомогательный пульт; 9 - станция гидравлического управления ; 10 - обратный клапан

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - регулируемый дроссель с гидравлическим управлением; 13 - пульт управления гидроприводным дросселем

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ОП И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

2.1. ОП в общем случае должно обеспечивать герметизацию устья строящихся и ремонтируемых скважин с находящейся в ней колонной труб или при ее отсутствии, при проворачивании, расхаживании колонны труб между замковыми и муфтовыми соединениями, а также протаскивание колонны бурильных труб с замковыми соединениями (с фасками по обе стороны замкового соединения под углом 18°), а также позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт.

2.2. Комплекс ОП должен состоять из:

превенторного блока ОП;

станции гидропривода ОП.

2.3. По требованию потребителя комплекс ОП должен дополняться сепаратором или трапно-факельной установкой, а также обеспечивать размещение замкового соединения бурильной колонны между трубными плашками двух плашечных превенторов.

2.4.* ОП конструктивно должно быть выполнено в виде блоков, удобных для эксплуатации, монтажа и транспортирования. Допускается конструктивное объединение составных частей, не изменяющее типовой схемы и не ухудшающее эксплуатационных свойств ОП (например, сдвоенные превенторы; плашечный превентор и крестовина, совмещенные в одном корпусе в виде превентора с боковыми отводами и др.).

* Пункт является рекомендательным.

2.5. Прочность корпусных деталей ОП, воспринимающих давление скважинной среды, должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением, кратным рабочему давлению Р_р, указанному в табл. 2 .

Обвязка устья

На разных этапах изготовления и эксплуатации скважины обвязка устья выполняется не одинаковыми способами. При бурении и ремонте оборудования используется противовыбросовое оборудование. Десять типовых схем его установки приводятся в ГОСТ 13862.

Для освоения добывающих фонтанных, насосных, нагнетательных скважин применяется устьевое оборудование ГОСТ Р 51365.

Восемь схем елки и четыре схемы трубной обвязки приведены в ГОСТ 13846.

Конструкция устья скважины

Изначально нефтегазодобывающая скважина является особым видом горной выработки. Ее протяженность составляет несколько километров при достаточно небольшом поперечном диаметре. Возможны искривления ствола в одном/нескольких направлениях.

Поэтому для крепления стенок используются обсадные трубы, концентрически расположенные одна в другой. Дополнительно в процессе бурения внутри ствола находится вращающаяся колонна бурильных труб. Для освоения в скважину опускаются насосно-компрессорные трубы. При ремонте и обследовании внутрь опускается различный инструмент, приспособления, оборудование.

Стандартная обвязка устья скважины позволяет обеспечить герметичность затрубных и внутритрубных пространств относительно окружающей среды. Дополнительно устьевым и противовыбросовым оборудованием решается ряд задач:

обеспечение выполнения операций технологического процесса бурения, добычи;
воздействие на пласт для повышения, стабилизации продуктивности;
плановый текущий и капитальный ремонт;
глушение либо остановка скважины;
перевод с одного добывающего режима на другой.

Типовые схемы ПВО, АФ/АФК, АУЭ, АУШ снижают трудоемкость проектирования. Позволяют применять унифицированные узлы и сборочные единицы.

Буровая скважина

В случаях, когда обвязка устья скважины производится комплектом противовыбросового оборудования, ПВО состоит из следующих узлов:

стволовая часть – колонная головка, устьевая крестовина, блок превенторов, желоб разъемный, надпревенторная катушка;
манифольд с линиями глушения, дросселирования;
система управления запорной арматурой и превенторами.

Согласно регламенту ГОСТ 13862 обвязка устья скважины противовыбросовым оборудованием может осуществляться по 10 стандартным схемам:

схемы № 1 – 2 – предназначены для ремонта, оборудованы ручным приводом;
схемы № 3 – 4 – разработаны для капремонта, укомплектованы дистанционным управлением;
схемы № 5 – 10 – созданы для бурения скважин, оснащены гидравлическим удаленным управлением.

Для условного обозначения противовыбросового оборудования используется следующий шифр:

наименование – О оборудование;
назначение – П противовыбросовое;
схема – 1 – 10;
номинальный диаметр блока превенторов – 100 – 680 мм;
номинальный диаметр манифольда – 50 – 80 мм;
номинальное давление – 14 – 35 МПа;
степень коррозионной стойкости – К1 – К3.

Вариант исполнения К1 предназначен для буровых растворов с содержанием углекислоты менее 6%. Исполнение К2 рассчитано на присутствие в промывочной жидкости меньше 6% углекислоты и сероводорода. Вариант К3 пригоден для рабочих сред с содержанием H2S и CO2 в пределах 25%.

Технический руководитель УБР обосновывает эффективность заложенной в проект буровой скважины схему ПВО перед заказчиком, противофонтанной службой РФ и представителем Госгортехнадзора. При планируемом нормальном давлении внутри пласта обычно применяются схемы 3 и 4 по ГОСТ 13862 для его вскрытия – универсальный кольцевой превентор или два превентора плашечных – нижний с глухой, верхний с трубной оснасткой.

Для вскрытия продуктивных горизонтов с давлением, превышающим норму, используются схемы 5 – 8. Обоснование на установку срезающих плашек определяется с учетом характеристик углеводородной смеси – дебит, проницаемость, пористость, состав. Количество плашечных превенторов в этом случае может достигать четырех.

Две последние схемы 9 и 10 разработаны для экстремальных эксплуатационных условий – морское бурение, ликвидация газонефтепроявлений ГНВП, давление на устье от 35 МПа, более 6% сероводорода во флюиде. Отступление от стандартных схем – изменение длины линий манифольда, отсутствие кольцевого превентора, изменение числа плашечных превенторов, повороты выкидной линии, в обязательном порядке согласовываются в Госгортехнадзоре РФ и противофонтанной службе.

На схеме проставляются монтажные, габаритные размеры ОП и его отдельных узлов. К ней прилагается следующая документация:

сертификаты на жидкость гидравлическую и стандартный крепеж;
акт заправки азотом аккумулятора гидропневматического;
акты опрессовки цементного кольца, выкида манифольда, обсадной колонны, спец труб, обратных клапанов, кранов.

Плашечный превентор разработан для выполнения следующих задач:

расхаживание/поворот колонны;
предотвращение выброса колонны бурильных труб при увеличении давления на забое;
удержание колонны на весу за счет расклинивания трубными плашками;
шлюзование (спуск-подъем колонны при герметично закупоренном устье);
срезание колонны специальными плашками для предотвращения ГНВП.

При использовании гидравлического привода время срабатывания плашечного превентора снижается до 5 – 8 секунд. Ручной аварийный привод позволяет только закрыть превентор, расклинить плашки в обратную сторону этим способом не получится.

В универсальном (кольцевом) превенторе вместо плашек установлен сферический или кольцевой уплотнительный элемент. Поэтому герметизация возможна, не только на теле трубы, но и на муфте, замке другого диаметра. Функция подогрева есть только в штуцерах сферических превенторов.

Добывающая скважина

Для скважин нефтегазодобывающего назначения применяются схемы обвязки устья по стандарту ГОСТ 13846. То есть, превенторный блок демонтируется, на его место устанавливается устьевая арматура. Колонная головка остается на месте, на нее крепится головка трубная. Колонна НКТ может подвешиваться внутри нее или при помощи переходного фланца, стволовой катушки, монтируемых на верхний фланец трубной головки.

Форма колонной и трубной головок одинаковая – крестовина, а размеры разные. Если необходимо подвесить внутри скважины несколько колонн НКТ, то поверх трубной головки дополнительно устанавливается тройник, внутри которого трубодержателем они и фиксируются.

В категории устьевой арматуры самую сложную конструкцию имеет ее фонтанная разновидность АФ и АФК. Для насосных скважин со штанговыми и бесштанговыми насосами используются ее урезанные варианты АУЭ (центробежный, винновой, мембранный электронасос) и АУШ (штанговый насос).

Добыча углеводородного сырья осуществляется фонтанным, газлифтным и насосным способом. При этом возникает необходимость управления давлением, плотностью и направлением потоков рабочей среды и технических жидкостей. Поэтому обвязка устья скважины при освоении в наземной части значительно сложнее превенторного блока.

В документации ГОСТ 13846 указаны два варианта сборки трубной обвязки и шесть типовых схем фонтанной елки. Трубная обвязка удерживает на весу колонну насосно-компрессорных труб, герметично перекрывает пространство между ними и обсадной колонной. Соответственно, манометр, установленный на трубной обвязке, показывает давление на забое.

Задвижки позволяют промывать скважину, закачивать в пласт реагенты по мере необходимости. Первая схема трубной обвязки предназначена для одной НКТ колонны, вторая для двух колонн, расположенных одна внутри другой (концентрическим способом).

Две последние схемы фонтанной елки собраны на основе крестовин. Одна центральная задвижка используется для низкого давления 14 – 35 МПа. Дублирующая запорная арматура вводится в схему при увеличении пластового давления до 70 – 140 МПа.

В этих схемах по умолчанию имеются сразу две выкидных линии, расположенных в пространстве на одной и той же оси. Любая из них может назначаться рабочей и аварийной, но ремонтопригодность самого фитинга при износе его стенок крайне низкая. Зато снижен габаритный размер высоты елки, ее проще обслуживать с рабочей площадки устья.

Схемы 3 и 4 собраны на основе двух тройников, расположенных друг над другом. Это позволяет повысить ремонтопригодность фитинга в случае его износа без остановки скважины, под давлением. Рабочей всегда назначается верхняя выкидная линия, запасной – нижняя выкидная линия. На время ремонта перекрывается задвижка между ними, добыча производится по запасному каналу.

Из-за пространственного положения тройников увеличивается высота елки. На рабочей площадке для ее обслуживания приходится монтировать второй яру с лестницей.

Первые две схемы с одной выкидной линией применяются на скважинах с низким суточным дебитом. Верхняя часть елки получила название буфера, в котором установлен манометр, показывающий давление на устье. На этот же верхний фланец крепится лубрикатор для спуска в скважину приспособлений, приборов, механизмов и оборудования.

Для электрических насосов с погружным приводом применяется устьевая арматура АУЭ. На устье скважин со штанговыми насосами монтируется арматура АУШ.

В верхней ее части имеется сальниковый узел, обеспечивающий герметичность двигающейся колонны штанг.

Нагнетательная скважина

Внешне обвязка устья нагнетательной скважины схожа с фонтанной арматурой. Поэтому и фонтанная, и нагнетательная устьевая арматура рассматривается в одном стандарте ГОСТ 13846. Из-за обратного направления потока схем нагнетательных елок всего две:

тройниковая с одним фитингом;
крестовая с двумя рабочими каналами.

Две схемы трубной обвязки позволяют крепить внутри одну или две НКТ колонны.

В отличие от фонтанной, нагнетательная арматура рассчитана на давление 14 – 35 МПа, то есть в четыре раза меньше.

Схемы обвязки

Поскольку обвязка устья зависит от особенностей технологического процесса, применяемого в конкретный момент времени на скважине, то и вид, комплектация ее может многократно изменяться. Например, при бурении герметичность устья обеспечивается блоком превентров. Затем вместо него для освоения монтируется фонтанная арматура.

После откачки некоторого количества нефти характеристики пласта снижаются. Добыча продолжается насосным методом, для чего на устье монтируется соответствующая арматура. В процессе освоения выполняются работы планового текущего и капитального ремонта. Для их осуществления снова используется противовыбросовое оборудование.

Капитальный и текущий ремонт

Зависит схема обвязки устья скважин при КРС от характеристик флюида – давление, концентрация сероводорода и углекислоты. Без превенторных установок ремонтируются только скважины, в которых гарантированно невозможно ГНВП. Это низкий газовый фактор и давление пласта, завершающая стадия разработки истощенного месторождения.

В остальных случаях применяются типовые схемы из стандарта ГОСТ 13862:

1 схема – газовые скважины, давление которых больше гидростатического, нефтяные с давлением на устье в закрытом положении от 10 МПа, фонтанные с дебитом от 100 тонн ежесуточно;

2 схема – задвижки прямоточные на боковых патрубках, один превентор, плашки трубного типа, длина аварийного сброса и манифольда от 30 м от 100 м при газовом факторе нефтяных скважин до 200 м3/т и более, соответственно;

3 схема – отводы длиной от 10 м, штуцерне камеры и задвижки прямоточные на боковых патрубках, аварийная планшайба без превентора;

4 схема – для зарезки следующего ствола, применяется для всех категорий скважин, сбросовая линия 30 – 100 м для нефтяных, газовых скважин, соответственно, два регулируемых дросселя в манифольде, задвижки с гидравлическим управлением, нижний превентор с глухими, верхний с трубными плашками.

Перед началом работ комплекса КРС глушатся только те скважины, в которых возможно ГНВП, или давление выше гидростатического уровня.

Ловильные операции

По классификатору КРС извлечение вышедшего из строя оборудования из скважины относится к категории КР 3-1 – КР3-5. Для ловильных работ применяется следующий инструмент:

труборезка – нарезают резьбу снаружи или внутри;
кабельный ловитель – используются для извлечения кабелей;
канаторезка – узкопрофильное приспособление;
овершот – с цанговыми или спиральными зацепами;
печать – позволяет получить слепок оборванного инструмента;
штанголовка – обычно конструкции Богустовского.

Изначально схема обвязки устья скважин при ловильных работах должна обеспечивать герметичность и защиту от проявлений.

Испытание скважины

В специальной инструкции РД 153-39.0-062-00 приводится упрощенная обвязка устья при испытании скважины:

Где цифрами обозначены следующие элементы устьевого оборудования:

заглушка;
головка устьевая;
кран ВД;
угольник шарнирного типа;
камера штуцерная;
кран ВД;
вентиль;
разъединитель;
манометр;
крестовик.

Для экстренного перекрытия верхнего крана 6 до начала испытания на площадке должна быть установлена лестница-стремянка.

При давлении на устье ниже этого же параметра опрессовки бурового шланга 15 МПа, может быть выбрана следующая схема обвязки:

Где цифрами обозначены:

фильтр;
пакер;
труба бурильная;
кондуктор;
ротор;
труба бурильная ведущая;
вертлюг;
шланг буровой;
стояк;
отвод стояка;
БРС;
кран запорный;
задвижка;
опора;
шланг безнапорный гибкий;
емкость для воды 1 куб;
противовыбросовое устройство.

Испытания проводят специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию, на комплексах ИПТ.

Свабирование

Для очистки призабойной зоны, снижения уровня жидкости и при выполнении методов ОПЗ используется технология свабирования. В скважину опускается ясс, ловитель, якорь, клапан, груз и сваб, на устье монтируется сальник, превентор, лубрикатор и обратный клапан.

Основными требованиями являются:

полнопроходная центральная задвижка;
номинальный диаметр лубрикатора больше аналогичного размера сваба;
внутренний диаметр выкидной линии, ствола от 65 мм;
обвязка приемной емкости нефтевоза только трубами, гибкие рукава запрещены категорически.

При свабировании обвязка устья должна обеспечивать возможность глушения скважины, извлечение оборудования под давлением, отсутствие подсоса воздуха внутрь ствола.

Гидроразрыв

Для герметизации скважин при выполнении кислотной обработки, промывки, цементировании, гидравлическом разрыве пласта используется специальная обвязка устья 2АУ-700.

В комплект входят цилиндрические пробки, проходные краны, предохранительные клапаны, разделители, манометры. Межтрубное пространство отсекается резиновой манжетой.

Цементирование

Для тампонажных работ создано специальное устьевое оборудование – цементировочная головка. Через нее в затрубное пространство подается раствор для изготовления пробок, крепления обсадных колонн.

Все остальное наземное оборудование собрано на шасси грузовых авто – блок манифольда, смеситель, цементировочный агрегат, осреднительная емкость и блок управления.

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;

Читайте также: