Обвязка устья газовой скважины

Обновлено: 07.07.2024

КОНСТРУКЦИИ И ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В освоении, конструкции, оборудовании и регулировании ра­боты газовых скважин очень много общего с фонтанными нефтя­ными скважинами, поэтому рассмотрим только отличительные черты газовых скважин. Газовые скважины осваивают теми же способами, что и фонтанные нефтяные, т. е. с промывкой или продавливанием: сжатым газом или воздухом.

Конструкция газовой скважины зависит от конкретных условий — глубины и характеристики скважины, характера вскрываемых пород, наличия или отсутствия водоносных горизонтов, свойств добывае­мого газа. В большей части скважин после кондуктора спускают только одну колонну — эксплуатационную. Наиболее распростра­ненные диаметры этой колонны —146 и 168 мм.

Обвязку обсадных колонн между собой на устье скважины вы­полняют при помощи обычных и клиновых колонных головок, изо­браженных на рис. 37 и 38.

Конструкция забойной части газовой скважины зависит от ме­ханической прочности продуктивных пород. Если продуктивный пласт сложен из крепких пород, то забой оставляют открытым и только в рыхлых, неустойчивых, обваливающихся породах эксплуа­тационную колонну спускают до забоя, цементируют и перфорируют ее против продуктивных зон или спускают хвостовик или фильтр.

В отличие от нефтяных скважин, которые эксплуатируются не--сколькими способами, газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом и, как правило, при спущенных фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной ко­лонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых при­месей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) вы­носа жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необ­ходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различ­ного рода исследовательских работ, связанных со спуском в сква­жину глубинных приборов. Фонтанные трубы обычно спускают до .середины фильтра.

Для оборудования устья газовых скважин применяют обычные «фонтанные арматуры, описанные в гл. IX. Чаще всего применяют крестовые арматуры. Они удобны для монтажа и обслуживания и устойчивы, так как имеют небольшую высоту. При очень больших давлениях в скважине арматуру рекомендуется укреплять стяжными .болтами, заякоренными в бетонный фундамент.

На газовых промыслах в зависимости от числа скважин, их де­бита, пластового давления и других факторов применяются две ,схемы обвязки скважин:

1) индивидуальная схема, при которой все оборудование, не-
йбходимое для регулирования работы, отделения примесей, измере­
ния дебита газа и конденсата и предотвращения образования ги­
дратов, размещается на устье и в непосредственной близости от
устья скважины;

2) групповая схема, при которой на устье скважины устанавли­
вается только фонтанная арматура, остальное же оборудование и
приборы для целой группы скважин монтируются в одном месте.
На групповом пункте осуществляются регулирование работы (смена
штуцеров), отделение примесей из газа и сбор конденсата, меры про­
тив образования гидратов и измерение дебита газа и конденсата
всех скважин, подключенных к этому пункту. Каждая скважина
.связана с групповым пунктом коллектором высокого давления;
.состояние устья скважин периодически контролируется.

Групповая схема облегчает обслуживание скважин, обеспечи­вает широкую возможность внедрения автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирова­ния для получения большего количества конденсата и применения эжекции газа.

На рис. 137 представлена индивидуальная схема обвязки сква­жины с низким пластовым давлением. Устье скважины оборудовано упрощенной фонтанной арматурой 1. Газ из скважины, пройдя штуцер 2, по выкидной линии поступает в сепаратор 3 либо в водо­сборник. За сепаратором на отводящей линии устанавливается диа­фрагма 4 с расходомером 5. После расходомера на газоотводящей линии монтируется обратный клапан 6 с задвижкой, после чего выкидная линия врезается в промысловый газосборный коллектор 7.

Рис. 137. Схема обвязки газовой скважины с низким пластовым

Над расходомером обычно устанавливается будка из листового железа для предохранения замерного узла от атмосферных осадков. Сепаратор, как и водосборник, закапывается в землю и на поверх­ность выводятся только вентили с продувочными патрубками.

На рис. 138 показана одна из схем обвязки газовой скважины с высоким пластовым давлением, подключенной к газосборному пункту (ГСП), который предназначен для сбора газа со всех скважин данного месторождения и подготовки его для дальнейшей транспор­тировки.

Обвязка скважины предусмотрена с учетом эксплуатации ее по затрубному пространству. Для предотвращения образования гидратов в обвязочных трубопроводах, скважину оборудуют мета-нольной установкой, состоящей из расходного бачка 1, дозировоч­ного насоса 2 и емкости 3.

Сбор и сепарация газа осуществляются по следующей технологи­ческой схеме. Газ по выкидной линии от скважины поступает на площадку ГСП, где он направляется в циклонный сепаратор 4 для очистки от воды и механических примесей. Одновременно в сепараторе происходит отделение конденсата (газового бензина),

выделяющегося из газа. Конденсат собирается в емкость 5, скомпоно­ванную непосредственно с сепаратором 4. От циклонного сепаратора 4 газ по самостоятельному трубопроводу направляется в циклонный сепаратор второй ступени 7; перед входом в него устанавливается регулируемый штуцер 6,' при помощи которого газ редуцируется до установленного технологическим режимом давления; температура газа при этом снижается (минусовая температура). Давление реду­цирования газа принимают, исходя из условий подачи его в маги­стральный газопровод.

В циклонном сепараторе 7 вследствие снижения давления и тем­пературы, а также резкого расширения газа будет выделяться кон­денсат. Чтобы предотвратить образование гидратов в циклонном сепараторе, в газопровод перед регулируемым штуцером подкачи_г вают в необходимом количестве метанол. Кроме того, сепаратор и емкость для конденсата покрывают теплоизоляцией и обогревают паром.

Конденсат из сепаратора 7 собирается в емкости 8. После циклон­ного сепаратора 7 природный газ поступает в общий газосборный коллектор и далее в подогреватель 11 для подогрева, затем направ­ляется в магистральный газопровод 12.

Конденсат, выделяющийся из газа, поступает из емкости 5 в трап-выветриватель 9, а из емкости 8 — в трап-выветриватель 10, где он частично разгазируется до установленного давления.

Газ, полученный в результате разгазирования конденсата из трапов-выветривателей 9 и 10, используется на нужды ГСП — по­ступает в котельную 13 и к другим производственным объектам или жилым домам 14, а оставшееся количество газа может направляться в газопровод 15 попутного газа, транспортируемого на газобензи­новый завод. Давление разгазирования конденсата в этом случае принимается из условия возможности подачи газа после разгази­рования в указанные газопроводы.

Конденсат из трапов-выветривателей 9 и 10 собирается в ем­кость 16, откуда откачивается насосом 17 в трубопровод.

При разгазировании конденсата в трапах-выветривателях его температура снижается до минусового значения (до —30° С). За­качка в трубопровод конденсата с отрицательной температурой мо­жет вызвать осложнения в работе трубопровода, так как в нем (при наличии воды в нефти) могут образоваться ледяные пробки. Чтобы этого не произошло, конденсат подогревают в трапах-выветривате­лях до температуры +5° С.

Добыча

«Движение – это жизнь». Вот и газ согласен с этим постулатом. Газ движется по пласту к скважинам. Движется почему? Потому что в пласте и на забоях искусственно создают разность давлений. Эту разность называют депрессией на пласт . Ну всё, с «депрессией» справились, идем дальше.

2. Эксплуатация газовых скважин

На этом этапе газ снова движется, только теперь от забоев скважин до их устьев на поверхности. То есть газ из подземелья рвется на свежий воздух.

3. Сбор продукции скважин и подготовка газа к транспортировке потребителям

Финальный этап – время «собирать урожай». Этот «урожай» дяди в касках называют пластовая водогазовая смесь . Не очень аппетитно звучит?! Чтобы звучало привычнее, эту смесь нужно хорошенько обработать, довести «до ума», а потом и до потребителя. Отделить от смеси пары воды, балластные компоненты, механические примеси — это и значит «обработать».

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Разработка газового месторождения – это комплекс мероприятий, направленных на приток газа из залежи к забою скважин . Для этого скважины на площади размещают в определенном порядке, выстраивают очередность бурения и начала добычи, устанавливают и поддерживают режим работы.

Конструкция газовых скважин

Скважина – цилиндрическая горная выработка в толще пород, глубиной от нескольких метров, до нескольких километров, диаметром не менее 75 мм.

Скважину условно делят на устье , ствол, забой . Любая скважина создается в процессе разбуривания горной породы и пласта с применением специального оборудования и инструментов.

К ним относятся:

• буровая вышка
• бурильная колонна
  состоит из соединенных бурильных труб и инструментов (турбобур, центратор, долото)

Первую обсадную колонну, опускаемую в скважину, называют направлением.
Направление защищает от размыва промывочным раствором рыхлых пород вблизи устья скважины на глубине 5—10 м.

Кондуктор — второй ряд обсадных труб — перекрывает и изолирует до глубин 50—500 м трещиноватые и кавернозные пласты , которые всегда встречаются в верхней части разреза скважины и осложняют бурение, если их не перекрыть.

Техническая или промежуточная колонна опускается и цементируется только в тех случаях, когда пласты, пройденные долотом – буровым инструментом - поглощают промывочную жидкость, обваливаются или из них поступает много жидкости или газа в скважину. Спуск и цементирование такой колонны необходим для успешного бурения, но не для дальнейшей эксплуатации скважины.

Эксплуатационная колонна предназначена для использования скважин.
Газ, как правило, двигается из пласта по фонтанной колонне, опускаемой внутри эксплуатационной. Диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечить также спуск оборудования ствола скважины, проведение исследовательских, ремонтных и работ других видов. Применяют эксплуатационные колонны диаметром от 127 до 273 мм.

К конструкции газовых скважин предъявляются особые требования. Скважины должны быть герметичными, долговечными, надежными в эксплуатации.

Технология эксплуатации скважин

Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный. А теперь более детально о том, что такое эксплуатация скважины.

1. Пуск и остановка

Пуск и остановка скважины проводятся вручную или автоматически при помощи открытия или закрытия задвижек на устье или УКПГ . До пуска скважины обязательно проверяют исправность оборудования и приборов технологической линии, в которую будет подаваться газ. Только убедившись в исправности, можно приступить к пуску скважины в работу.

При включении любой газовой линии соблюдают следующее правило: задвижки открывают последовательно по ходу движения газа, начиная с ближайшей к источнику газа. На скважине первой открывают коренную задвижку, затем межструнную, далее на верхней рабочей струне. Одновременно наблюдают за показаниями манометров и термометров . Через некоторое время показания стабилизируются и можно считать, что скважина выведена на режим эксплуатации.

При остановке скважины задвижки закрывают в строго обратной последовательности: на рабочей струне, межструнную и коренную. Коренную задвижку не всегда закрывают, поскольку для ее замены надо «задавливать» скважину, поэтому работать коренной задвижкой стремятся как можно реже.

2. Установление заданного режима и контроль

Это делается после пуска скважины при помощи регулируемых или нерегулируемых штуцеров, установленных на устье. После установления заданного режима скважина должна нормально работать.

Обычно при эксплуатации скважины все задвижки (коренная, межструнная, рабочая и резервная на рабочей струне) должны быть полностью открыты. Это необходимо, чтобы предохранить их от разрушения струёй газа, в которой всегда имеются твердые и жидкие частицы.

3. Нормальная работа в усложненных условиях

Коррозия оборудования, обводнение, вынос на забой твердых частиц, растепление вечномерзлых пород

4. Надежная работа контрольно-измерительных приборов и автоматики

Контроль за технологическим режимом ( дебит , давления на устье и входе в УКПГ ) осуществляется автоматически. Когда это необходимо, оператор, обслуживающий скважину, один или несколько раз за смену записывает показания расходомера и манометров в специальный журнал.

Всё это осуществляется с помощью наземного оборудования скважины – обвязки .

Обвязка устья газовой скважины

необходимую и достаточную степень автоматизации для минимизации роли и численности оперативного персонала, включая возможность удаленного управления объектами добычи газа.

Главные объекты основного и вспомогательного производственного назначения, а также энергообеспечения, необходимые для осуществления добычи газа и газового конденсата, предварительной их подготовки и подачи в магистральный газопровод, приведены в таблице 1.

Та б л и ц а 1 – Главные объекты основного и вспомогательного производственного назначения газового промысла

Эксплуатационные скважины (кусты скважин), включая контрольные и наблюдательные

Газосборные коллекторы и сети

Пункт переключающей аппаратуры (входных шлейфов) Установки предварительной или комплексной подготовки газа, включая:

Цех регенерации сорбента

Установка распределения ингибитора гидратообразования

Установка регенерации метанола Установка приготовления

и распределения ингибитора гидратообразования Установки электро-, теплои водоснабжения

Узел редуцирования газа на собственные нужды Станции электрохимзащиты Система вентиляции

Блок питания исполнительных электрических, пневматических и гидравлических механизмов Установка пожаротушения

и сигнализации Склад ГСМ

Склад химреагентов Котельная

Объемы технического обслуживания оборудования, средств измерений, аппаратных средств и т.д. должны предусматривать метрологическую аттестацию, калибровку и поверку.

Требования к установкам, аппаратам, сепараторам и другим емкостям, точкам и линиям измерения

Конструкция аппаратов, сепараторов и других емкостей должна обеспечивать их проектные производительные характеристики и возможность реализации заданного объема контроля параметров проходящих в них процессов с заданной точностью (типовые технологические схемы подготовки газа к транспорту приведены в приложениях Б–Д).

При позиционном регулировании уровня УГВС в аппарате или емкости их конструкция должна обеспечивать возможность установки дискретных сигнализаторов уровня среды без потери герметичности сосуда во всем диапазоне давлений и температур внутри.

Во всех случаях регулирования (нормирования) уровня в аппарате или емкости технологические и конструктивные решения должны обеспечивать слив жидкости из сосуда с максимальной производительностью, определяемой проектными показателями.

При измерении (в том числе и для целей регулирования) уровня методом перепада давления и наличии нескольких диапазонов измерения в сосудах должны быть конструктивно предусмотрены отборы проб для каждого из диапазонов.

При использовании измерения одного параметра для целей индикации, регулирования и защиты должны быть проложены индивидуальные импульсные линии и установлены индивидуальные датчики для каждой из целей применения. Допускается физическое совмещение в одном измерительном канале функций измерения и сигнализации.

Оборудование, работающее под давлением (сепараторы, адсорберы, абсорберы, детандеры и др.), должно иметь надежность, технически и экономически достижимую в соответствии эксплуатационной документацией и ГОСТ 12.2.085.

Требования к оборудованию должны предусматривать безотказную наработку не менее 8500 ч, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией. Срок службы (включая вспомогательное оборудование) должен составлять не менее 30 лет, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией. Для эксплуатации ГП необходимо рассмотреть варианты НТС с применением ТДА или эжекторов, ДКС с возможностью размещения оборудования в индивидуальных или совмещенных укрытиях ангарного типа. При проектировании ГП рекомендуется предусматривать применение газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом, «сухими» газодинамическими уплотнениями и с нагнетателями, оснащенными системой магнитного подвеса.

Требования к арматуре

Запорная и регулирующая арматура аппаратов, блоков и комплектных установок, применяемая последовательно или параллельно, должна иметь дистанционные указатели положения и быть укомплектована в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.063, ОСТ 26.260.18, СТО Газпром 2-4.1-212, а также снабжена технической документацией и нормативными документами, в том числе по СТО Газпром 2-3.5-138.

Арматурные блоки в технологической обвязке скважин, байпасные линии в обвязке сепараторов и в блоке редуцирования УППГ оборудуются запорно-регулирующей арматурой с электроприводом для осуществления пуска (остановки) оборудования, переключения на резервное оборудование в случае его неисправности с пульта оператора или в автоматическом режиме.

Краны, задвижки и регуляторы, принимающие участие в штатных технологических операциях, должны иметь интеллектуальный электрический привод с дополнительным электрообогревом, сигнализацией положения исполнительных механизмов. Комплектация оборудования производится с учетом климатических условий и особенностей его эксплуатации.

Присоединительные размеры для клапанов, запорных органов, регулирующих органов и затворов обратных выполняются по ГОСТ 3326; для задвижек – по ГОСТ 3706; для кранов конусных – по ГОСТ 14187; для клапанов предохранительных – по ГОСТ 12.2.085, регулирующих и регуляторов давления – по ГОСТ 16587; для кранов шаровых и затворов дисковых – по ГОСТ 28908; для кранов шаровых стальных фланцевых – по ГОСТ 28343, а также в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-4.1-212.

назначенный срок службы – не менее 30 лет, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией.

Выбор типа и номинального диаметра регулирующего клапана проводится в соответствии с требованиями к его максимальной расчетной пропускной способности и необходимостью обеспечения заданных условий регулирования. Максимальная расчетная пропускная способность обеспечивается при степени открытия клапана не более чем на 80 %. Во избежание возникновения вибрации присоединительных трубопроводов и для устойчивой работы регулирующих клапанов при расчетах следует не допускать скоростей газа на выходе из клапана более 0,3 числа Маха.

Количественные значения показателей надежности и назначенных показателей регулирующих клапанов определяются ТУ на клапаны и должны удовлетворять следующим требованиям:

а) срок службы – не менее 40 лет (срок службы клапана соответствует сроку службы трубопровода, на котором устанавливается клапан);

б) ресурс работы – не менее 240000 ч;

в) назначенный срок службы – не менее 30 лет; г) назначенный ресурс – 240000 ч;

д) вероятность безотказной работы – не менее 0,95 за назначенный ресурс, если иное не предусмотрено эксплуатационной документацией;

е) начало открытия запирающего элемента обеспечивается при дифференциальном давлении газа на нем не более 0,01 МПа в положении, соответствующем установке арматуры на горизонтальном трубопроводе, и не более 0,03 МПа – в положении, соответствующем установке на вертикальном трубопроводе, при скорости потока газа, близкой к нулю, для фазы открытия затвора, обратного потери давления на затворе, при скорости потока в диапазоне от 0,7 до 3,0 м/с – не более 0,02 МПа;

Предохранительные клапаны выбирают так, чтобы их пропускная способность при параметрах эксплуатации не превышала более чем на 40 % аварийный расход, который они должны сбросить.

При установке группы предохранительных устройств и запорной арматуры перед (за) ними предусматривают блокировку, исключающую возможность одновременного отключения предохранительных устройств. Блокировку выполняют таким образом, чтобы при любом предусмотренном проектом варианте отключения клапанов остающиеся включенными предохранительные устройства имели суммарную пропускную способность.

коэффициент оперативной готовности – не менее 0,9999 за назначенный ресурс. Система управления приводом обеспечивает дистанционное и местное управление, в том

закрытие и открытие арматуры, остановку запорного устройства в любом промежу-

исключение самопроизвольного перемещения запорного устройства под влиянием рабочей среды.

При наличии автоматизированной регулирующей арматуры последовательно с ней должно устанавливаться не менее одной единицы запорной арматуры с ручным приводом.

Использование запорной арматуры для целей регулирования допустимо только для позиционных регуляторов.

Наличие указателей положения запорного органа на ручной регулирующей арматуре является обязательным.

На общей линии каждого из материальных потоков должно быть установлено не менее одной единицы приводной запорной арматуры.

Требования к насосным агрегатам и установкам

Технологические решения должны предусматривать обеспечение минимально допустимого давления на всасе насосов за счет гидростатического столба перекачиваемой жидкости.

Для группы насосов обязательным является наличие напорного коллектора и измерения давления в нем.

Для насосов, качающих жидкость из емкостей, обязательным является наличие защиты по нижнему уровню жидкости в емкости для предотвращения срыва потока и кавитации.

При невозможности установить защиту по уровню жидкости необходимо устанавливать защиту по минимальному давлению на всасе насоса.

Требования к оборудованию, определенные необходимостью реализации объема защит, блокировок и сигнализации

Конструкция аппаратов и емкостей, работающих под давлением, должна быть рассчитана на возможные при аварийном останове перепады давления и температуры. Сепарационное оборудование поставляется отдельными блоками полной заводской готовности с техническими средствами контроля, измерения, регулирования и управления технологическими процессами.

Алгоритмы защиты при реализации технологических операций не должны допускать возникновения гидравлических ударов в аппаратах, емкостях и трубопроводах.

Должен быть обеспечен приоритет команд защиты над командами штатного управления, т.е. при возникновении локальных неисправностей включается алгоритм аварийной защиты. Неисправность приводов, отсечных клапанов, предохранительной арматуры или исчезновение подачи энергии должны приводить к срабатыванию соответствующих алгоритмов защиты.

Не допускается использование интеллектуальных приводов и защит приводов отсечных клапанов и предохранительной арматуры, задействованной в защитных системах (например, в системе пожаротушения), если их действие может привести к прекращению выполнения команды согласно комплексным алгоритмам безопасности.

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Содержание статьи

• Основные требования к устьевому оборудованию
• Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины
• Упрощенная обвязочная схема
• Схема обвязки нефтяной скважины при параметре ожидаемого давления ниже опрессовочного давления бурового шланга (меньше 15-ти мегапаскалей)

В состав устьевого оборудования входят противовыбросовые устройства и механизмы, обеспечивающие безопасное бурение, а также специальный комплект оборудования, обеспечивающий проведение работ по испытанию пластов.

В состав противовыбросового оборудования входят:

• различные типы превенторов, которые могут быть плашечными, вращающимися и универсальными, которые оборудованы механизмами, обеспечивающими дистанционное и ручное управление;
• трубопроводные обвязочные системы;
• задвижки;
• краны высокого давления.

Основные требования к устьевому оборудованию

Оборудование, используемое для обвязки устья нефтяной скважины (кустов скважин), должно давать возможность:

• быстро и надежно герметизировать устье скважины или их кустов как при спущенном бурильном инструменте, так и при его отсутствии;
• разряжать горную выработку в случаях повышения давления с помощью стравливания добываемого флюида (нефть или нефтяная эмульсия) посредством выкидных трубопроводов, работающих в условиях закрытых превенторов;
• заменять газированную пластовую жидкость на промывочную (с заранее заданными параметрами) путем прямой и обратной циркуляции;
• контролировать уровень давления в выработке в условиях закрытых превенторов;
• отводить газ или пластовую жидкость от устья выработки на безопасное расстояние;
• расхаживать и проворачивать инструмент в условиях герметизированного устья.

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Обвязка устья нефтяной скважины производится по приведенной ниже схеме. Эта схема и тип превентора должны отвечать требованиям, которые оговариваются техническим проектом и геолого-техническим нарядом, которые оформляются перед началом строительства скважин или их кустов.

Обвязка нефтяной скважины. Схема устья

1. Превентор плашечного типа;
2. Задвижка с гидроприводом;
3. Крестовина устьевая;
4. Манометр, оборудованный разрядным и запорным устройством, а также разделителем сред;
5. Превентор кольцевой;
6. Регулируемый дроссель с ручным приводом;
7. Задвижка с ручным приводом;
8. Потокогаситель;
9. Вспомогательный пульт;
10. Станция управления гидроприводом;
11. Клапан обратный;
12. Роторная установка;
13. Трубы бурильные;
14. Элеватор;
15. Головка устьевая;
16. Кран высокого давления.

Читать также: Редуктор давления РДФ3-1 (РДФЗ) - особенности применения

Выкидные трубопроводы, отходящие от превенторов, должны быть направлены по прямой в противоположные стороны и оборудованы рабочей и резервной задвижкой, рассчитанной на высокое давление. Между ними ставится манометр, предельное значение давления в котором должно быть на 50 процентов выше ожидаемого.

Специальное контролирующее оборудование устья устанавливают на бурильную трубную колонну, для обеспечения контроля притока газа и жидкости и, в случае необходимости, для предотвращения выброса из трубы ствола газированной пластовой жидкости.

Устьевую головку, которая может быть как вертлюжного, так и неподвижного типа, либо цементировочную головку привинчивают к верхней бурильной трубе. Эта головка, при помощи подвижных шарнирных угольников подсоединяется к металлическому манифольду (с применением быстроразъемных соединений), Манифольд необходимо жестко закрепить с помощью опор к элементам буровой установки, чтобы исключить вибрацию трубопровода. Диаметр манифольда (выкидной линии) должен быть подобран в соответствии с диаметром ствола головки устья и с диаметром превенторного выкида.

Дополнительный трубопровод, идущий от устьевой крестовины, выводят из-под пола буровой установки. Он должен на конце иметь быстроразъемное соединение, которое в процессе бурения закрывают при помощи заглушки. Сама устьевая крестовина обвязывается задвижками, рассчитанными на высокое давление. Их назначение – перекрытие потока жидкости в дополнительную трубопроводную систему с целью отвода поступающей из пласта жидкости в специально приготовленную для этого ёмкость.

Длина отводного трубопровода должна быть:

Перед спуском в ствол испытателя пластов на трубах (ИПТ) необходимо провести опрессовку устьевой головки с манифольдом.

Для этого используется цементировочный агрегат, рассчитанный на полуторное по сравнению с ожидаемым пластовым давление. По окончании опрессовки гибкого манифольда, на боковых превенторных отводах необходимо закрыть задвижки, а кран устьевой головки и кран блока контрольных задвижек, предназначенных для мониторинга притока пластовой жидкости с помощью выхода воздуха из опущенного под воду в специальную емкость шланга, необходимо открыть.

Читать также: Виды насосов для добычи нефти и их характеристики

Упрощенная обвязочная схема

Допустимо проведение испытания пласта, если устьевая головка установлена по упрощенной обвязочной схеме (см. далее), выше на четыре – пять метров, чем уровень стола ротора.

В таком случае перед началом проведения испытания необходимо подготовить специальную площадку и лестницу, чтобы иметь возможность экстренно закрыть на головке устья кран высокого давления.

Обвязка устья газовой скважины

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

Конструкция скважины

Конструкция скважины зависит от целей, геологических условий, глубины, техники бурения, метода разработки месторождения и других факторов.
Определяется глубиной начального и конечного диаметра бурения, числом, Ø и длиной спущенных обсадных колонн, толщиной их стенок, Ø различных участков ствола, углом наклона скважины или отклонением ее от вертикали.

• координаты устья;
• глубина и способ бурения;
• диаметры колонн для каждого интервала, планируемые по показателю планируемого дебита;
• данные геологоразведки конкретного региона и данные геологических разрезов;
• особенности конкретных горных пород, в аспекте методов бурения;
• наличие в пластах жидкостей и их состав;
• назначение и тип скважины;
• профиль;
• интервалы нефтегазоносных пластов;
• способы дальнейшей эксплуатации;
• значения внутрипластового давления;
• показатели давлений для определения гидравлического разрыва (ГРП).

• обсадные колонны,
• интервалы бурения,
• интервалы цементирования,
• устье, стенки и забой скважины,
• продуктивный горизонт и зона перфорации.

Интервал бурения – это часть траектории скважины, сооруженная с помощью долота одного диаметра и преимущественно с применением одной запроектированной технологии бурения.

Интервал цементирования – это интервал, в котором цементируется конкретная обсадная колонна.
Обсадные колонны могут цементироваться до устья (в основном, направление и кондуктор) и «внахлест» с предыдущей (обычно, технические и эксплуатационные).
Для нефтяных скважин величина перекрытия предыдущей колонны – 150 м, для газовых скважин – 500 м.
Обсадные колонны разведочных скважин цементируются обычно на всю длину.

Устье скважины – верхняя, приповерхностная, часть скважины.

Забой скважины – самая нижняя часть скважины, «дно».
Стенки скважины – боковая часть цилиндрической основы скважины.
Продуктивный горизонт – пласт в разрезе, в котором находятся природные ресурсы.
Зона перфорации – часть обсадной колонны в интервале продуктивного пласта, в которой делаются отверстия для эксплуатации.

Читайте также:

  
• Водонагреватели электролюкс где делают
  
• Растопи лед в теле моем душа требует высоты
  
• Чистка колодцев в смоленске
  
• Ремонт шестипозиционного клапана фильтра для бассейна
  
• Ремонт ванн в оленегорске