Для проведения работ по исследованию скважины устьевая арматура должна быть оборудована
Обновлено: 04.07.2024
Для проведения работ по исследованию скважины устьевая арматура должна быть оборудована
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
3.11. Перед началом проведения работ по ремонту скважины бригада должна быть ознакомлена с планом ликвидации аварий и планом работ, который должен содержать сведения по конструкции и состоянию скважины, пластовому давлению, внутрискважинному оборудованию, перечню планируемых операций, ожидаемым технологическим параметрам их проведения. С исполнителями работ должен быть проведен инструктаж по технике безопасности с соответствующим оформлением в журнале инструктажей.
3.12. Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена жидкостью необходимой плотности. Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Исключение составляют скважины, где в соответствии с технологией работы проводятся без глушения по специальному плану с обвязкой устья превенторной установкой и лубрикатором.
Скважины, в продукции которых содержится сероводород, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.
Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.
3.13. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном - отсекателем, в котором планом работ не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, снизить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.
Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.
3.14. При проведении текущих и капитальных ремонтов устье скважины должно быть оборудовано превенторной установкой. Схема обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России. Один экземпляр схемы направляется в адрес профессиональной противофонтанной службы, обслуживающей данный объект. После установки противовыбросового оборудования скважина спрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3.15. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса. Подъем труб из скважины проводится с доливом и поддержанием уровня на устье. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.
Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины, находящимся на растворном узле или непосредственно на скважине.
В условиях континентального шельфа вместо двойного объема запаса жидкости допускается наличие на объекте материалов и технических средств, обеспечивающих приготовление необходимого объема раствора в установленные сроки.
3.16. Перед вскрытием горизонта с возможным газонефтеводопроявлением и при наличии во вскрываемом разрезе нефтегазосодержащих пластов на объекте вывешиваются предупреждающие надписи: "Внимание! В скважине вскрыт проявляющий пласт", "Недолив скважины приводит к выбросу!", "В контроле за скважиной перерывы недопустимы!" и др.
4. Технико - технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов
4.1. Выбор конструкции скважины должен производиться в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Конструкция скважины должна обеспечить условия безопасного ведения работ при ликвидации газонефтеводопроявлений, охрану недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности.
4.2. Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации скважины. Прочность технической колонны и установленного противовыбросового оборудования должна обеспечить:
герметизацию устья скважины в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом дополнительного давления, необходимого для их ликвидации;
противостояние воздействию давления гидростатического столба бурового раствора максимальной плотности;
противостояние воздействию максимальных сминающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервале пород, склонных к текучести.
4.3. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.
4.4. При перекрытии кондуктором или технической колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ожидания затвердения цемента) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.
4.5. Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:
подвеску с расчетной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
возможность аварийного глушения скважины;
герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
испытание на герметичность обсадных колонн.
4.6. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 мин. давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/кв. см (0,5 МПа).
4.7. Кондуктор и технические колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м повторно спрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем ее нахождение на 10 - 20 м выше башмака.
Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.
Результаты опрессовки оформляются актом.
4.8. Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий.
4.9. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:
10 - 15% - для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/кв. см (1,5 МПа);
5 - 10% - для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 25 кгс/кв. см (2,5 МПа);
4 - 7% - для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 м и до проектной глубины), но не более 35 кгс/кв. см (3,5 МПа).
4.10. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.
4.11. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 0,02 г/куб. см от установленной проектом величины.
4.12. Повышение плотности бурового раствора, находящегося в скважине, путем закачивания отдельных порций утяжеленного раствора запрещается.
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;
Для проведения работ по исследованию скважины устьевая арматура должна быть оборудована
ГОСТ Р 53240-2008
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
СКВАЖИНЫ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫЕ НЕФТЯНЫЕ И ГАЗОВЫЕ
Правила проведения испытаний
Oil and gas exploratory wells. Rules of testing
Дата введения 2010-01-01
Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ "О техническом регулировании", а правила применения национальных стандартов Российской Федерации - ГОСТ Р 1.0-2004 "Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения"
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН ООО "Научно-исследовательский и проектный институт мониторинга природных ресурсов Российской академии естественных наук" (ООО "НИПИ МПРР") с участием специалистов ОАО НПП "ГЕРС", НПП "Тверьгеофизика", Тюменского государственного нефтегазового университета
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 431 "Геологическое изучение, использование и охрана недр"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2008 г. N 777-ст
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случаях пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает методические, технические и технологические правила проведения испытаний нефтяных и газовых поисково-разведочных скважин, основные правила организации работ, подготовки скважин, требования к аппаратуре и оборудованию, правила безопасности при производстве работ.
Настоящий стандарт распространяется на испытания скважин приборами на трубах и кабеле.
2 Сокращения
В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
ГДК - гидродинамический каротаж;
ГИРС - геофизические исследования и работы в скважинах;
ГТН - геолого-технический наряд;
ЗПК - запорно-поворотный клапан;
ИПК - испытатель пластов на кабеле;
ИПТ - испытатель пластов на трубах;
КВД - кривая восстановления давления;
НКТ - насосно-компрессорные трубы;
ОПК - опробование пластов;
УБТ - утяжеленная буровая труба;
УЭС - удельное электрическое сопротивление.
3 Общие положения
3.1 Испытание поисковых и разведочных скважин является обязательным элементом комплексного изучения вскрываемого стратиграфического разреза при ведении геолого-поисковых работ на нефть и газ.
3.2 Испытание скважин в зависимости от стадии поисково-разведочных работ и особенностей объекта испытаний проводят для решения следующих геолого-промысловых задач:
- определения флюидонасыщенности горных пород-коллекторов;
- определения пластовых давлений и гидродинамических параметров пластов;
- изучения закономерностей изменения коллекторских свойств пласта в прискважинной и удаленной зонах;
- оценки начальных дебитов нефти, газа, пластовой воды;
- оценки запасов и потенциальных возможностей изучаемых горизонтов;
- определения границ интервалов с разной флюидонасыщенностью во вскрытом стратиграфическом разрезе.
3.3 При испытании изучаемый объект включается во временную эксплуатацию при обязательном регулировании и контроле отбора пластового флюида с измерением давления на устье и на забое скважины.
Отработка пласта на разных режимах чередуется с периодическими прекращениями отбора жидкости или газа для регистрации восстановления давления в пласте.
3.4 К режимам испытания относятся:
- депрессия на пласт (разность между начальным пластовым давлением и давлением на забое скважины при отборе флюида);
- продолжительность отбора флюида из пласта;
- продолжительность закрытия скважины для регистрации восстановления давления;
- количество циклов "приток-восстановление давления";
- соотношение между дебитом и депрессией на пласт;
- соотношение между депрессией на пласт при испытании и превышением гидростатического давления бурового раствора или иной жидкости в скважине над пластовым давлением.
3.5 В комплекс гидродинамических параметров, определяемых при испытании, входят:
- начальное пластовое давление;
- коэффициент продуктивности , определяемый по формуле
где - дебит флюида;
- средняя депрессия, действующая на пласт;
- коэффициент гидропроводности пласта , определяемый по формуле
где - проницаемость пласта;
- динамическая вязкость пластового флюида в забойных условиях;
- эффективная работающая толщина пласта;
- коэффициент снижения проницаемости прискважинной зоны пласта (скин-эффект);
- радиус исследования пласта;
- коэффициенты объемной упругости флюида и вмещающих пород.
3.6 Испытания пластов проводят как в процессе бурения скважин в открытом стволе, так и после окончания бурения и спуска эксплуатационных колонн. Для технического обеспечения испытаний используют специальное оборудование:
- испытатели пластов, спускаемые в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах;
- испытатели пластов, спускаемые в скважину на каротажном кабеле;
- эжекторные многофункциональные испытатели пластов.
3.7 При исследованиях с применением ИПТ в открытом стволе регистрируют непрерывную кривую изменения давления на забое в процессе притока и кривую восстановления давления (КВД). Технология позволяет получать данные о скин-факторе и других свойствах околоскважинной области пласта (в радиусе 3-30 м в зависимости от проницаемости отложений).
3.8 Исследования с применением ИПТ в колонне проводят по аналогичной технологии, но вызов притока рекомендуется осуществлять путем длительного (не менее продолжительности цикла закрытия на КВД) отбора флюида с поддержанием постоянного забойного давления с помощью свабирования. При этом депрессия должна составлять не менее 50% депрессии технологического режима.
3.9 Исследования с помощью стандартного испытателя пластов на кабеле ИПК не отличаются от рассмотренных выше по технологии проведения измерений. Они используются для оценки фильтрационно-емкостных свойств отдельных изолированных прослоев с возможным отбором глубинных проб пластового флюида.
Примечание - Следует учитывать, что при малом объеме измерительных камер уменьшается время исследований, что ограничивает радиус исследований прискважинной зоной (0,1-3 м).
Для оценки вертикальной и латеральной анизотропии проницаемости исследуемого пласта рекомендуется использовать модификации испытателя пластов на кабеле для открытого ствола, оснащенные мультизондовой измерительной системой.
Для определения параметров пласта в интервалах, не вскрытых перфорацией, рекомендуется использовать динамический испытатель пластов для обсаженного ствола. При испытании пласта осуществляется сверление обсадной колонны и цементного камня, а после завершения испытания - герметизация высверленного отверстия.
4 Организация работ
4.1 Недропользователи, имеющие лицензию государственных органов, применяют различные организационно-правовые формы взаимоотношений при проведении испытаний скважин с субъектами предпринимательской деятельности (далее - производители работ).
4.2 Недропользователь уведомляет производителя работ о необходимости проведения испытаний заявкой на испытание скважины, в которой указывают цели и задачи, состояние и геолого-технические характеристики скважины и объекта испытания (приложение А).
4.3 На основании поданной заявки представители производителя работ и недропользователя составляют план работ по испытанию (приложение Б), который согласует руководитель производителя работ и утверждают технический и геологический руководители недропользователя. Утвержденный план по испытанию передают производителю работ, а копии плана - буровому мастеру, мастеру бригады капитального и подземного ремонта скважин.
4.4 Ответственным руководителем за выполнение работ является представитель недропользователя, указанный в плане испытания скважины.
Ответственным руководителем за соблюдение технико-технологических требований и качество работ при испытании скважины является представитель производителя работ - начальник партии, мастер по испытанию скважин.
4.5 Недропользователь обязан обеспечить:
- подготовку скважины, бурильного инструмента, насосно-компрессорных труб, бурового и силового оборудования, противовыбросового устройства;
- обвязку и опрессовку устьевой головки согласно утвержденной схеме;
- контроль активности притока флюида в трубы и уровня жидкости в затрубном пространстве в процессе испытания;
- выполнение буровой бригадой или бригадой капитального ремонта необходимых работ с пластоиспытательным оборудованием на скважине (разгрузка, сборка, спуск, испытание, подъем, разборка, погрузка).
4.6 Производитель работ обязан обеспечить:
- исправные технические средства для испытания скважины (испытатели пластов, контрольно-измерительные приборы);
Для проведения работ по исследованию скважины устьевая арматура должна быть оборудована
ГОСТ Р 51365-2009
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ И ДОБЫЧИ. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ И ФОНТАННОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Общие технические требования
Petroleum and natural gas industries. Drilling and production equipment. Wellhead and christmas tree equipment. General technical requirements
____________________________________________________________________
Текст Сравнения ГОСТ Р 51365-2009 с ГОСТ Р 51365-99 см. по ссылке.
- Примечание изготовителя базы данных.
____________________________________________________________________
Дата введения 2011-01-01
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Закрытым акционерным обществом "НЕФТЕМАШ" (ЗАО "НЕФТЕМАШ"), Фондом развития топливно-энергетического комплекса "Стандарт ТЭК" (Фонд "Стандарт ТЭК")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. N 1070-ст.
4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 10423:2003* "Промышленность нефтяная и газовая. Буровое и эксплуатационное оборудование. Устьевая и фонтанная арматура" (ISО 10423:2003 "Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Wellhead and Christmas tree equipment. General specifications")
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомления и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
Настоящий стандарт, сохраняя все формулировки, положения и ссылки на международные стандарты, дополняет их положениями и ссылками на действующие российские стандарты и технические нормативные документы.
Настоящий стандарт знакомит российских производителей и потребителей оборудования с требованиями стандарта ИСО 10423:2003 и практическими возможностями его применения.
Настоящий стандарт предназначен для применения техническими комитетами по стандартизации Российской Федерации, предприятиями и объединениями предприятий, в том числе союзами, госкорпорациями, ассоциациями, концернами, акционерными обществами, межотраслевыми, региональными и другими объединениями, независимо от форм собственности и подчинения, а также федеральными органами исполнительной власти Российской Федерации.
Стандарт распространяется на оборудование, независимо от его технических характеристик, размеров, массы и других показателей, времени и места разработки, испытаний, изготовления предприятиями всех форм собственности и подчиненности.
Пользователи настоящего стандарта должны помнить, что в конкретных случаях применения могут потребоваться дополнительные или отличающиеся требования. Настоящий стандарт не имеет целью запретить продавцу предлагать, а покупателю приобретать альтернативное оборудование или технические решения для конкретных случаев применения. Особенно это касается новых или усовершенствованных технологий. Если предлагается альтернатива, продавец должен подробно указывать все отклонения от настоящего стандарта.
1 Область применения
1.1 Цель
Настоящий стандарт распространяется на устьевое оборудование и фонтанную арматуру, применяемые при добыче нефти и газа, и устанавливает основные технические характеристики, требования к размерной и функциональной взаимозаменяемости, требования к проектированию и изготовлению, материалам, испытаниям и контролю, сварке, маркировке, погрузо-разгрузочным операциям, хранению, приобретению, ремонту и модернизации.
Настоящий стандарт не распространяется на испытания и (или) ремонт устьевого оборудования и фонтанной арматуры в промысловых условиях.
1.2 Область применения
Настоящий стандарт применим к следующему специальному оборудованию:
а) Устьевое оборудование:
- корпусы головок обсадных труб;
- катушки головок обсадных труб;
- катушки головок насосно-компрессорных труб (НКТ);
- корпусы многоколонных головок и катушки;
б) Соединители и фитинги:
- переводники трубной головки;
- тройники и крестовины;
- устройства отбора проб жидкости;
- переходные и промежуточные катушки;
в) Подвески НКТ и обсадных труб:
г) Запорная арматура и штуцеры:
- задвижки, подготовленные для приводов;
- наземные и подводные предохранительные клапаны и приводы;
д) Конструкции соединителей [фланцевые, резьбовые, другие концевые соединители (ОЕС) и сварные]:
- соединители под сварку;
- переходные и промежуточные соединители;
- пробки для извлечения клапанов;
е) Прочее оборудование:
- силовые приводы задвижек;
- втулки с концевыми соединительными элементами;
- инструменты для спуска и испытания (приложение З);
- сменные вкладыши (приложение З).
Наименования деталей и сборочных единиц типового устьевого оборудования приведены на рисунках 1 и 2.
1 - место для установки обратного клапана; 2 - аварийный клапан; 3 - выход канала управления скважинным предохранительным клапаном; 4 - переводник головки НКТ; 5 - стопорный винт; 6 - уплотнение подвески НКТ; 7 - подвеска НКТ с удлиненной выточкой и каналом управления скважинным предохранительным клапаном; 8 - боковой выход на шпильках; 9 - устройство для удаления клапана; 10 - нижний уплотнитель (пакер); 11 - катушка головки НКТ; 12 - переводник с двухрядным расположением резьбовых отверстий для шпилек; 13 - уплотнение затрубного пространства обсадных труб; 14 - подвеска обсадных труб (клиновой тип); 15 - резьбовой выпускной патрубок; 16 - заглушка; 17 - корпус колонной головки; 18 - поверхность обсадных труб; 19 - опорная плита устьевого оборудования; 20 - стопорное кольцо уплотнения НКТ; 21 - подвеска НКТ (клиновой тип); 22 - НКТ
23 - гнездо для установки выпускного патрубка на шпильках; 24 - уплотнение удлиненной шейки подвески НКТ; 25 - кольцевое уплотнение подвески НКТ; 26 - резьбовая подвеска НКТ; 27 - патрубок фланцевый выпускной; 28 - резьбовая подвеска обсадных труб; 29 - катушка головки обсадных труб; 30 - внутренняя колонна обсадных труб; 31 - промежуточная колонна обсадных труб; 32 - фланцевое концевое соединение; 33 - уплотнения резьбовой подвески НКТ; 34 - уплотнение подвески навивочное
Рисунок 1 (а, б) - Наименования деталей и сборочных единиц типового устьевого оборудования
1 - контрольный кран; 2 - гайка колпачковая; 3 - пробка-заглушка; 4 - корпус; 5 - соединитель верхний; 6 - буферная или верхняя задвижка; 7 - тройник; 8 - задвижка отводящей линии; 9 - штуцер; 10 - задвижка фонтанная; 11 - переводник головки НКТ
Рисунок 2 - Наименования деталей и сборочных единиц фонтанного устьевого оборудования
1.3 Условия эксплуатации
Настоящий стандарт определяет условия эксплуатации, касающиеся давления, температуры и класса материала, технического состояния устьевого оборудования.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 15.201-2000 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство
ГОСТ Р 51906-2002 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб и трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования
ГОСТ Р 52630-2006 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия
ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 977-88 Отливки стальные. Общие технические условия
ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытаний на растяжение
ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия
ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества
ГОСТ 4543-71 Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия
ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 8479-70 Поковки из конструкционной углеродистой и легированной стали. Общие технические условия
ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 9012-59 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю
ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах
ГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия
ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы
ГОСТ 10052-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки высоколегированных сталей с особыми свойствами. Типы
ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции
ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей
ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования
ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
ГОСТ 24507-80 Контроль неразрушающий. Поковки из черных и цветных металлов. Методы ультразвуковой дефектоскопии
ГОСТ 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования. Типы, основные параметры и размеры
ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения
Техника безопасности при исследовании скважин
Рабочие площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающей возможность скольжения, или досок толщиной не менее 4 см, перила высотой 125 см с продольными планками, расположенными на расстоянии не более 40 см друг от друга, и борт высотой не менее 15 см, плотно прилегающий к настилу.
Площадки и лестницы необходимо регулярно очищать от снега, льда и грязи.
Оборудование, механизмы и контрольно-измерительные приборы должны иметь эксплуатационную и ремонтную документацию согласно требованиям ГОСТ а.
Запрещается эксплуатация и монтаж оборудования, мехапизмов, контрольно-измерительных приборов и инструмента при нагрузках, давлениях и температурах, превышающих допустимые по паспорту.
Запрещается эксплуатация неисправного оборудования, механизмов, инструментов и приспосеблений, а также пользование неисправными средствами индивидуальной защиты.
Запрещается эксплуатация оборудования, машин и механизмов при неисправных устройствах безопасности, блокировочных, фиксирующих и сигнальных приспособлениях и приборах.
Предохранительные клапаны и контрольно-измерительные приборы должны быть установлены с учетом обеспечения удобства обслуживания и наблюдения за ними.
Контрольно-измерительные приборы, установленные на оборудовании, устьевой арматуре скважин, трубопроводах, должны иметь пломбу или клеймо Гсспо-верителя или организации, осуществляющей ремонт и тарировку таких приборов.
Исправность контрольно-измерительных приборов необходимо проверять в сроки, предусмотренные инструкциями по эксплуатации этих приборов, а также каждый раз, когда возникает сомнение в правильности их показаний.
Работа оборудования, аппаратуры и трубопроводов при неисправных кон-трольно-измерительн >ix приборах или их отсутствии запрещается.
8000 Гц. Шумограмма записывается на фоторегистратор и магнитофонную ленту. Одновременно проводится прослушивание скважины с помощью магнитофона. Запись на магнитофонную ленту позволяет многократно воспроизводить ее, а также проводить анализ шумограмм, полученных при исследовании скважин, в лабораторных условиях. В результате каждого испытания скважины строится диаграмма с записью изменения интенсивности шума в диапазоне глубин, соответствующих местонахождению газоносного пласта.
Принимая площадь всех аномалий шума за единицу и вычисляя долю площади каждой аномалии от суммарной, можно оценить дебит скважины из каждого работающего пропласт-ка в соотношении, равном соотношению площадей аномалий.
Исследования скважин АГДМ проводились на Шебелин-ском, Оренбургском, Уренгойском и других месторождениях, а также на Щелковском и Калужском ПХГ. С помощью АГДМ определяли: газонасыщенность в стволе скважины; работающие интервалы пласта и распределение дебитов между ними; распределение дебитов между отдельными перфорационными отверстиями и характер их перераспределения в зависимости от режимов работы скважины; установление зон перетока таза в работающих и остановленных скважинах; межколонные перетоки газа, интервалы и количество выносимого песка, энергосберегающий дебит,
Результаты исследований скважин показали, что шумомет-рия позволяет в комплексе решать следующие задачи:
выявление интервалов притока газа в скважину и оценка дебита каждого работающего интервала;
определение характера притока — одно- или двухфазный; оценка коллекторских свойств тазоотдающих интервалов; диагностика состояния ствола скважины.
Исследования показали, что шумометрия позволяет четко выделять места притока газа и жидкости не только в открытом стволе и зоне перфорации, но и в зоне продуктивного пласта, перекрытого насосно-компрессорными трубами (рис. 4.19). В левой части приводятся результаты оценочных расчетов притока из газоотдающих интервалов. Из рисунка видно, что наибольший приток приходится на интервал 1572—1598 м (-39,9 тыс. MVcyr) и 1668—1721,5м (-56,6 тыс. м^/сут). Суммарный приток из зоны, перекрытой насосно-компрессорными трубами, примерно равен 138,6 тыс. м 3 /сут, что составляет -70 % от общего дебита скважины. С увеличением деби-
Q = .TOO мыс. м 3 /сут Q = 400 тыс . d/сут Q, , тис. м-’сут И м Н, м 60 70 80 90 70 80 /, дБ
Рис. 4.19. Газоотдающие интерва- Рис. 4.20. Шумограмма, полученная при лы в зоне, перекрытой насосно- разных дебитах
компрессорными трубами, в скв.
182 при Ог = 200 тыс. м 3 /еут
та от 300 до 400 тыс. MVcyT наблюдается увеличение толщины и числа газоотдающих интервалов (рис. 4.20).
На рис. 4.21 показаны диаграммы интенсивности шума, возникающего в перфорационных отверстиях при росте дебитов газа от 416,2 до 1110,3 тыс. м 3 /сут. Они позволяют установить характер взаимодействия между перфорационными каналами, выявить наиболее продуктивные пропластки и найти распределение фильтрационных параметров неоднородного пласта по разрезу.
7,5 % масс.), для обработанных бензолом в 4 раза (с 2,5 до 10 % масс). Температура регенерации образцов поддерживалась около 100 'С. Таким образом, фактическая адсорбционная емкость отмытых образцов увеличивается в 2-2,3 раза.
Хотя эксперименты были проведены относительно установок АГНКС, их результаты могут быть использованы и на промышленных адсорбционных установках осушки природного газа.
Наряду с этим при эксплуатации адсорбционных установок имеют место следующие проблемы:
увеличение перепада давления по мере "старения" адсорбента. Путем периодической выгрузки адсорбента и очистки его от мелких частиц можно устранить этот недостаток;
трудности в управлении процессом, особенно при переходе с одного цикла на другой;
чувствительность к увеличению концентрации извлекаемых компонентов в газе;
образование пыли в системе из-за разрушения адсорбента. Последнее происходит также вследствие низкой эффективности работы входного сепаратора: в адсорбер попадает капельная жидкость. Наряду с этим необходимо отметить также потери тепла на установке, меньшие единичные мощности адсорберов (по сравнению с абсорберами), большие непроизводительные затраты на рециркуляцию отработанного газа регенерации и т.д.
Как было указано выше, адсорбированные компоненты из газа регенерации выделяются за счет охлаждения. В услових Севера для охлаждения газа используются АВО. С применением АВО невозможно охлаждать газ до температуры, обеспечивающей выделение всего количества десорбированных компонентов, особенно в летние месяцы года. Ввиду этого производится рециркуляция отработанных газов регенерации в поток сырьевого газа для повторной обработки, что увеличивает затраты на обработку газа.
На наш взгляд, в тех случаях, когда требуется тонкая очистка газа от тяжелых углеводородов, альтернативой рециркуляции отработанного газа регенерации может служить его охлаждение до температуры -20-30 в С. При этом целесообразно газы регенерации со всех ниток объединить в один поток, после чего произвести их низкотемпературную обработку. Способ охлаждения газа зависит от конкретных условий производства. Например, при отсутствии на объекте хладагента пропана эффективной может оказаться турбодетандерная схема охлаждения газа (дожатие с последующим расширением с применением ТДА).
Для проведения работ по исследованию скважины устьевая арматура должна быть оборудована
13.4.1. Свабирование нефтяных скважин с использованием геофизического оборудования производят с целью освоения скважины, увеличения дебита действующей скважины, понижения уровня жидкости в скважине или только в НКТ. В последнем случае недропользователь оборудует низ НКТ временным заколонным пакером, перекрывающим пространство между НКТ и обсадной колонной.
13.4.2. Для контроля процесса свабирования скважины и получения данных для построения кривых снижения и повышения уровня жидкости свабирующее устройство оснащают датчиками для измерения давления жидкости над свабом, содержания воды в нефти (влагомер), удельной электрической проводимости скважинной жидкости (резистивиметр), температуры жидкости, нагрузки (натяжения кабеля) на сваб и ускорений сваба (акселерометр), которые располагают непосредственно над свабом и подсоединяют к кабелю.
В НКТ ниже заданного уровня понижения жидкости устанавливают на якоре автономный манометр с термометром, который опускают и извлекают с помощью геофизического кабеля, оснащенного разъемным кабельным наконечником.
13.4.3. Для свабирования используют технические средства, отвечающие следующим условиям:
- каротажный подъемник, технические характеристики которого позволяют осуществлять подъем свабирующего устройства с грузом, геофизических приборов и столба жидкости массой до 1000 кг со скоростью не менее 3500 м/ч;
- специальный бронированный кабель с разрывным усилием не ниже 40 кН без обрывов проволок брони, "фонарей" и изгибов, имеющий одну или несколько информационных жил для электрического соединения геофизических датчиков с каротажным регистратором;
- свабирующее устройство не должно быть длинее приемной камеры лубрикатора, а его диаметр, кроме манжеты сваба, должен быть меньше внутреннего диаметра НКТ на 3 - 6 мм (для НКТ диаметром 2,5" на 5 - 6 мм).
13.4.4. Свабирование и сопровождающие его геофизические исследования выполняют согласно наряд-заказу и плану работ, согласованным между недропользователем и производителем работ.
13.4.5. Готовность скважины к свабированию оформляется двусторонним актом, который подписывают представитель недропользователя, постоянно находящийся на скважине при производстве работ, и начальник каротажной партии (отряда). Подготовка должна соответствовать требованиям Приложения Б. Кроме того:
- спущенные в скважину НКТ должны быть новыми или специально подготовленными (прорайбированными) и прошаблонированными;
- трубы должны иметь постоянный внутренний диаметр и быть плотно подогнанными в муфтах во избежание обрыва сваба;
- в НКТ на 600 м ниже планируемого уровня снижения жидкости должно быть установлено стоп-кольцо (муфта, внутренний диаметр которой на 1/2 меньше диаметра НКТ) для предотвращения падения сваба в скважину при его обрыве;
- низ НКТ оборудуют воронкой для прохождения геофизических приборов;
- обвязка емкости, предназначенной для сбора откачиваемой жидкости, и тройника-переходника должна быть выполнена из труб диаметром не менее 2" с быстроразъемными резьбовыми соединениями;
- при освоении отдельно стоящих скважин фонтанная арматура должна быть оборудована аварийной линией, соединяющей затрубное пространство с емкостью для сбора жидкости. К аварийной линии предъявляются такие же требования, как к основной.
13.4.6. Натяжной мерный ролик крепят к фланцу устьевой арматуры, подвесной - за крюк талевого блока. Специальный бронированный кабель заводят от подъемника под натяжным роликом, через навесной ролик и сальник лубрикатора.
13.4.7. Для крепления лубрикатора последовательно устанавливают на центральную задвижку тройник-переходник (тройник-разрядник), обеспечивающий прохождение сваба и кабеля в вертикальной плоскости и имеющий в горизонтальной плоскости отвод для излива отбираемой жидкости, переходную план-шайбу ("катушку") и превентор лубрикатора.
13.4.8. Подготовленный сваб или манометр с якорем подсоединяют к специальному бронированному кабелю и заводят в приемную камеру лубрикатора, после чего лубрикатор устанавливают на превентор лубрикатора, закрывают центральную задвижку, подсоединяют линию обвязки к тройнику-переходнику, закрывают задвижку на выкиде и проверяют герметичность лубрикатора, повышая постепенно давление жидкости.
13.4.9. Опускают в скважину и устанавливают на якорь автономный манометр.
13.4.10. При подсоединенном свабе устанавливают "нуль" счетчика глубин. Его установку проверяют через каждые два цикла свабирования (один цикл - 5 - 6 спуско-подъемов сваба).
13.4.11. При открытых центральной задвижке и задвижке тройника-переходника опускают сваб в скважину без перепусков кабеля. Скорость спуска не должна превышать 3000 м/ч в воздухе и 500 м/ч в жидкости.
Глубина погружения сваба в жидкость не должна превышать 600 м при работе с манжетами на цельнометаллической оправке и 300 м, если манжеты выполнены на проволочном каркасе.
13.4.12. Подъем сваба выполняют без остановок на максимально возможной скорости, которую обеспечивает двигатель подъемника. Рекомендуемая скорость - не менее 3500 м/ч. С глубины 100 м до устья скважины скорость ограничивают до 500 м/ч.
13.4.13. Для предупреждения аварийной ситуации, связанной с возможным выбросом сваба в начальный момент работы высокопродуктивного пласта или пласта, содержащего нефть с высоким значением газового фактора, процесс движения сваба по стволу скважины контролируют по показаниям манометра, датчику натяжения и провисанию кабеля.
13.4.14. Свабирование заканчивают после получения устойчивого фонтанного притока флюида, снижения уровня жидкости в скважине до заданного или отбора запланированного объема флюида.
Читайте также: