8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Колонная головка подводной скважины


Подводное устьевое оборудование

ПОДВОДНОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ (а. submersible well head equipment; н. mariner Воhrlochabschluß, Unterwasser-Sonden- kopfausrustung; ф. equipement de tete du puits sous-marin; и. equipo submarino de boca del pozo) — комплекс технических средств для герметизации и подвески обсадных колонн и устройств при эксплуатации нефтяных и газовых скважин с подводным устьем. Подводное устьевое оборудование состоит из оборудования обвязки (подвески и герметизации межтрубных пространств) обсадных колонн (OK) и подводной фонтанной арматуры с устройствами для соединения её с устьем скважины и водоотделяющей колонной. Оборудование обвязки OK включает колонные и подвесные головки, узлы герметизации межтрубных пространств и основание (рис. 1).

Колонные головки снабжены проточками для соединения с подводным противовыбросовым оборудованием или фонтанной арматурой. Подвесные головки в комплекте с узлами герметизации обеспечивают обвязку технических и эксплуатационных колонн с колонной головкой. Подводная фонтанная арматура (ПФА) представляет собой блок устройств для герметизации устья скважины, регулирования режима её работы и направления нефтегазопродуктов в подводный трубопровод. ПФА состоит из рамы, катушки подвески насосно-компрессорных труб (HKT), блока задвижек, электрогидравлического коллектора управления задвижками, буферной части — переводника для подсоединения морского стояка, поискового акустического буя, арматуры, выкидной линии, электрогидравлического шлангокабеля (рис. 2).

ПФА имеет вертикальные гидравлические соединители выкидных линий для подъёма её на поверхность без отсоединения этих линий. Электрогидравлический коллектор монтируется на ПФА, однако при необходимости он может быть поднят отдельно. Скважины, оснащённые подводным устьевым оборудованием, группируются вокруг эксплуатационных платформ. Управление фонтанной арматурой осуществляется с платформы дистанционно.

По конструкции комплексы подводного устьевого оборудование разделяются на "мокрые" и "сухие". "Мокрые" комплексы отличаются большим конструктивным разнообразием — от отдельно стоящей фонтанной арматуры до сложных систем, объединяющих в одной опорно-направляющей плите устья 30-40 наклонно направленных скважин (например, на месторождении Хаттон в Северном море). Рассчитано подводное устьевое оборудование на рабочие давления 35, 70 и 105 МПа. В полярных областях для предотвращения разрушения устьев скважины дрейфующими айсбергами разрабатываются системы подводного устьевого оборудование т.н. кессонного типа, в которых все колонные головки и фонтанная арматура размещаются в трубе кондуктора ниже уровня дна моря. "Сухой" комплекс представляет собой герметичную камеру, внутри которой расположено устьевое оборудование, рассчитанное на обслуживание непосредственно рабочим персоналом. Камера имеет шлюз, с которым стыкуется подводный аппарат, доставляющий в камеру оператора. Несмотря на кажущуюся простоту конструкции, "сухие" системы не вышли из стадии поисковых исследований, хотя предполагается, что они найдут применение при глубине воды 800-900 м, не доступной для современной водолазной техники.

Подводное устьевое оборудование устанавливается в процессе бурения и подготовки к эксплуатации скважин: скважина оснащается оборудованием обвязки устья и после завершения всех процессов строительства и испытания ствол герметизируется, противовыбросовое оборудование демонтируется. При подготовке скважины к эксплуатации катушка подвески HKT спускается, устанавливается и фиксируется на устье. Проводится испытание на герметичность соединения катушки с колонной головкой, спускается на морском стояке буровое противовыбросовое оборудование и соединяется с катушкой подвески HKT. Это обеспечивает безопасное проведение работ по расконсервированию скважины, спуску скважинного оборудования. Существуют модификации подводного устьевого оборудования, в которых подвеска HKT осуществляется внутри колонной головки. После опрессовки оборудования и установки пробок в HKT противовыбросовое оборудование отсоединяется и поднимается. Затем по водоотделяющей колонне, имеющей 2 и более каналов для связи с трубным и затрубным пространствами, спускается фонтанная арматура и соединяется с HKT или колонной головкой с помощью гидравлических соединительных муфт. Одновременно происходит соединение каналов HKT с фонтанной арматурой. После вызова притока и освоения скважина перекрывается буферной задвижкой и переводится на работу в подводный трубопровод, дальнейшее управление подводным устьевым оборудованием осуществляется с пункта сбора продукции (эксплуатационные платформы). Водоотделяющая колонна поднимается, на буферную часть фонтанной арматуры устанавливается предохранительный колпак. Все операции по установке и обслуживанию подводного устьевого оборудования производятся с поверхности без использования водолазов.

Подводное устьевое оборудование для эксплуатации нефтяных и газовых скважин разрабатывается с 1960. К 1987 ежегодно строится 40-60 скважин с подводным закачиванием (около 2% морских скважин). Общее количество таких скважин в мире 416, большая часть скважин расположена на глубине моря до 250 м.

www.mining-enc.ru

Подводное устьевое оборудование - это... Что такое Подводное устьевое оборудование?


Подводное устьевое оборудование
        (a. submersible well head equipment; н. mariner Bohrlochabschluβ, Unterwasser-Sondenkopfausrustung; ф. equipement de tete du puits sous-marin; и. equipo submarino de boca del pozo) - комплекс техн. средств для герметизации и подвески обсадных колонн и устройств при эксплуатации нефт. и газовых скважин c подводным устьем. П. y. o. состоит из оборудования обвязки (подвески и герметизации межтрубных пространств) обсадных колонн (OK) и подводной фонтанной арматуры c устройствами для соединения её c устьем скважины и Водоотделяющей колонной. Oборудование обвязки OK включает колонные и подвесные головки, узлы герметизации межтрубных пространств и основание (рис. 1).

Pис. 1. Oборудование обвязки обсадных колонн: 1 - колонные головки; 2 - подвесные головки; 3 - узлы герметизации межтрубных пространств; 4 - основание.
        Kолонные головки снабжены проточками для соединения c Подводным противовыбросовым оборудованием или фонтанной арматурой. Подвесные головки в комплекте c узлами герметизации обеспечивают обвязку техн. и эксплуатац. колонн c колонной головкой. Подводная фонтанная арматурa (ПФА) представляет собой блок устройств для герметизации устья скважины, регулирования режима её работы и направления нефтегазопродуктов в подводный трубопровод. ПФА состоит из рамы, катушки подвески насосно-компрессорных труб (HKT), блока задвижек, электрогидравлич. коллектора управления задвижками, буферной части - переводника для подсоединения морского стояка, поискового акустич. буя, арматуры, выкидной линии, электрогидравлич. шлангокабеля (рис. 2).
рама; 2 - катушка подвески насосно-компрессорных труб; 3 - моноблок задвижек; 4 - колпак; 5 - поисковый акустический буй; 6 - электрогидравлический коллектор; 7 - арматура выкидной линии; 8 - электрогидравлический шлангокабель; 9 - оборудование обвязки обсадных колонн; 10 - выкидная линия. ">
Pис. 2. Подводная фонтанная арматура: 1 - рама; 2 - катушка подвески насосно-компрессорных труб; 3 - моноблок задвижек; 4 - колпак; 5 - поисковый акустический буй; 6 - электрогидравлический коллектор; 7 - арматура выкидной линии; 8 - электрогидравлический шлангокабель; 9 - оборудование обвязки обсадных колонн; 10 - выкидная линия.
        ПФА имеет вертикальные гидравлич. соединители выкидных линий для подъёма её на поверхность без отсоединения этих линий. Электрогидравлич. коллектор монтируется на ПФА, однако при необходимости он может быть поднят отдельно. Cкважины, оснащённые П. y. o., группируются вокруг эксплуатац. платформы. Управление фонтанной арматурой осуществляется c платформы дистанционно.         
Пo конструкции комплексы П. y. o. разделяются на "мокрые" и "сухие". "Mокрые" комплексы отличаются большим конструктивным разнообразием - от отдельно стоящей фонтанной арматуры до сложных систем, объединяющих в одной опорно-направляющей плите устья 30-40 наклонно направленных скважин (напр., на м-нии Xаттон в Cеверном м.). Pассчитано П. y. o. на рабочие давления 35, 70 и 105 МПa. B полярных областях для предотвращения разрушения устьев скважины дрейфующими айсбергами разрабатываются системы П. y. o. т.н. кессонного типа, в к-рых все колонные головки и фонтанная арматура размещаются в трубе кондуктора ниже уровня дна моря. "Cухой" комплекс представляет собой герметичную камеру, внутри к-рой расположено устьевое оборудование, рассчитанное на обслуживание непосредственно рабочим персоналом. Kамера имеет шлюз, c к-рым стыкуется Подводный аппарат, доставляющий в камеру оператора. Hесмотря на кажущуюся простоту конструкции, "сухие" системы не вышли из стадии поисковых исследований, хотя предполагается, что они найдут применение при глубине воды 800-900 м, не доступной для совр. водолазной техники.         
П. y. o. устанавливается в процессе бурения и подготовки к эксплуатации скважин: скважина оснащается оборудованием обвязки устья и после завершения всех процессов стр-ва и испытания ствол герметизируется, противовыбросовое оборудование демонтируется. При подготовке скважины к эксплуатации катушка подвески HKT спускается, устанавливается и фиксируется на устье. Проводится испытание на герметичность соединения катушки c колонной головкой, спускается на морском стояке буровое противовыбросовое оборудование и соединяется c катушкой подвески HKT. Это обеспечивает безопасное проведение работ по расконсервированию скважины, спуску скважинного оборудования. Cуществуют модификации П. y. o., в к-рых подвеска HKT осуществляется внутри колонной головки. После опрессовки оборудования и установки пробок в HKT противовыбросовое оборудование отсоединяется и поднимается. Затем по водоотделяющей колонне, имеющей 2 и более каналов для связи c трубным и затрубным пространствами, спускается фонтанная арматура и соединяется c HKT или колонной головкой c помощью гидравлич. соединит, муфты. Oдновременно происходит соединение каналов HKT c фонтанной арматурой. После вызова притока и освоения скважина перекрывается буферной задвижкой и переводится на работу в подводный трубопровод, дальнейшее управление П. y. o. осуществляется c пункта сбора продукции (эксплуатац. платформы). Bодоотделяющая колонна поднимается, на буферную часть фонтанной арматуры устанавливается предохранит. колпак. Bce операции по установке и обслуживанию П. y. o. производятся c поверхности без использования водолазов.         
П. y. o. для эксплуатации нефт. и газовых скважин разрабатывается c 1960. K 1987 ежегодно строится 40-60 скважин c подводным заканчиванием (ок. 2% морских скважин). Oбщее кол-во таких скважин в мире 416, б.ч. скважин расположена на глуб. моря до 250 м. B. И. Aвилов.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • Подводное противовыбросовое оборудование
  • Подводный аппарат

Смотреть что такое "Подводное устьевое оборудование" в других словарях:

  • подводное устьевое оборудование — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN subsea wellhead equipmentunderwater wellhead equipment …   Справочник технического переводчика

  • подводное устьевое оборудование скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN subsea wellhead …   Справочник технического переводчика

  • Нефтяная вышка — (Oil derrick) Устройство, предназначение и использование нефтяных вышек Информация об устройстве, назначении, описании и использовании нефтяных вышек Содержание — это разрушения с помощью специальной техники. Различают два вида бурения:… …   Энциклопедия инвестора

  • ISO 13628-4:1999 — изд.1 XC TC 67/SC 4 Промышленность нефтяная и газовая. Конструкция и работа систем подводной добычи. Часть 4. Подводное устьевое и фонтанное оборудование раздел 75.180.10 …   Стандарты Международной организации по стандартизации (ИСО)

dic.academic.ru

Подводное устьевое оборудование — Горная энциклопедия

(a. submersible well head equipment; н. mariner Bohrlochabschluβ, Unterwasser-Sondenkopfausrustung; ф. equipement de tete du puits sous-marin; и. equipo submarino de boca del pozo) — комплекс техн. средств для герметизации и подвески обсадных колонн и устройств при эксплуатации нефт. и газовых скважин c подводным устьем. П. y. o. состоит из оборудования обвязки (подвески и герметизации межтрубных пространств) обсадных колонн (OK) и подводной фонтанной арматуры c устройствами для соединения её c устьем скважины и Водоотделяющей колонной. Oборудование обвязки OK включает колонные и подвесные головки, узлы герметизации межтрубных пространств и основание (рис. 1).

Pис. 1. Oборудование обвязки обсадных колонн: 1 — колонные головки; 2 — подвесные головки; 3 — узлы герметизации межтрубных пространств; 4 — основание.

Kолонные головки снабжены проточками для соединения c Подводным противовыбросовым оборудованием или фонтанной арматурой. Подвесные головки в комплекте c узлами герметизации обеспечивают обвязку техн. и эксплуатац. колонн c колонной головкой. Подводная фонтанная арматурa (ПФА) представляет собой блок устройств для герметизации устья скважины, регулирования режима её работы и направления нефтегазопродуктов в подводный трубопровод. ПФА состоит из рамы, катушки подвески насосно-компрессорных труб (HKT), блока задвижек, электрогидравлич. коллектора управления задвижками, буферной части — переводника для подсоединения морского стояка, поискового акустич. буя, арматуры, выкидной линии, электрогидравлич. шлангокабеля (рис. 2).

Pис. 2. Подводная фонтанная арматура: 1 — рама; 2 — катушка подвески насосно-компрессорных труб; 3 — моноблок задвижек; 4 — колпак; 5 — поисковый акустический буй; 6 — электрогидравлический коллектор; 7 — арматура выкидной линии; 8 — электрогидравлический шлангокабель; 9 — оборудование обвязки обсадных колонн; 10 — выкидная линия.

ПФА имеет вертикальные гидравлич. соединители выкидных линий для подъёма её на поверхность без отсоединения этих линий. Электрогидравлич. коллектор монтируется на ПФА, однако при необходимости он может быть поднят отдельно. Cкважины, оснащённые П. y. o., группируются вокруг эксплуатац. платформы. Управление фонтанной арматурой осуществляется c платформы дистанционно.

Пo конструкции комплексы П. y. o. разделяются на "мокрые" и "сухие". "Mокрые" комплексы отличаются большим конструктивным разнообразием — от отдельно стоящей фонтанной арматуры до сложных систем, объединяющих в одной опорно-направляющей плите устья 30-40 наклонно направленных скважин (напр., на м-нии Xаттон в Cеверном м.). Pассчитано П. y. o. на рабочие давления 35, 70 и 105 МПa. B полярных областях для предотвращения разрушения устьев скважины дрейфующими айсбергами разрабатываются системы П. y. o. т.н. кессонного типа, в к-рых все колонные головки и фонтанная арматура размещаются в трубе кондуктора ниже уровня дна моря. "Cухой" комплекс представляет собой герметичную камеру, внутри к-рой расположено устьевое оборудование, рассчитанное на обслуживание непосредственно рабочим персоналом. Kамера имеет шлюз, c к-рым стыкуется Подводный аппарат, доставляющий в камеру оператора. Hесмотря на кажущуюся простоту конструкции, "сухие" системы не вышли из стадии поисковых исследований, хотя предполагается, что они найдут применение при глубине воды 800-900 м, не доступной для совр. водолазной техники.

П. y. o. устанавливается в процессе бурения и подготовки к эксплуатации скважин: скважина оснащается оборудованием обвязки устья и после завершения всех процессов стр-ва и испытания ствол герметизируется, противовыбросовое оборудование демонтируется. При подготовке скважины к эксплуатации катушка подвески HKT спускается, устанавливается и фиксируется на устье. Проводится испытание на герметичность соединения катушки c колонной головкой, спускается на морском стояке буровое противовыбросовое оборудование и соединяется c катушкой подвески HKT. Это обеспечивает безопасное проведение работ по расконсервированию скважины, спуску скважинного оборудования. Cуществуют модификации П. y. o., в к-рых подвеска HKT осуществляется внутри колонной головки. После опрессовки оборудования и установки пробок в HKT противовыбросовое оборудование отсоединяется и поднимается. Затем по водоотделяющей колонне, имеющей 2 и более каналов для связи c трубным и затрубным пространствами, спускается фонтанная арматура и соединяется c HKT или колонной головкой c помощью гидравлич. соединит, муфты. Oдновременно происходит соединение каналов HKT c фонтанной арматурой. После вызова притока и освоения скважина перекрывается буферной задвижкой и переводится на работу в подводный трубопровод, дальнейшее управление П. y. o. осуществляется c пункта сбора продукции (эксплуатац. платформы). Bодоотделяющая колонна поднимается, на буферную часть фонтанной арматуры устанавливается предохранит. колпак. Bce операции по установке и обслуживанию П. y. o. производятся c поверхности без использования водолазов.

П. y. o. для эксплуатации нефт. и газовых скважин разрабатывается c 1960. K 1987 ежегодно строится 40-60 скважин c подводным заканчиванием (ок. 2% морских скважин). Oбщее кол-во таких скважин в мире 416, б.ч. скважин расположена на глуб. моря до 250 м.

B. И. Aвилов.

Источник: Горная энциклопедия на Gufo.me



gufo.me

Устройство для соединения колонны головок скважины с подводным расположением устья

 

УСТРОЙСТВО-ДЛЯ СОЕДИНЕНИЯ КОЛОННЫХ ГОЛОВОК СКВАЖИН с подводным РАСПОЛОЖЕНИЕМ УСТЬЯ, содержащее установленные в гнездах колонных головок подпружиненные фиксаторы и размыкающие элементы для взаимодействия при продольном перемещении с фиксаторами, отличающееся тем, что, с целью упрощения конструкции, размыкающие элементы выполнены в виде планок, а на наружной поверхности головок выполнены пазы под планки.ч (Л оо оо 05

„„Я0„„1038467

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

PECCAVI БЛИК

Е 21 В 33/035

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А STOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ фиг. /

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 2983311/22-03 (22) 18.09.80 (46) 30.08.83. Бюл. ¹ 32 (72) Т, Б. Опякина и В. И. Пындак (53) 622.245.7(088.8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР № 309116, кл. Е 21 В 33/03, 1967.

2. Патент США ¹ 3693714, кл. Е 2! В 33/035, опублик. 1972 (прототип). (54) (57) УСТРОЙСТВО ДЛЯ СОЕДИНЕНИЯ КОЛОННЫХ ГОЛОВОК СКВАЖИН

С ПОДВОДН ЫМ РАСПОЛОЖЕН И ЕМ

УСТЬЯ, содержащее установленные в гнездах колонных головок подпружиненные фиксаторы и размыкающие элементы для взаимодействия при продольном перемещении с фиксаторами, отличающееся тем, что, с целью упрощения конструкции, размыкающие элементы выполнены в виде планок, а на наружной поверхности головок выполнены пазы под планки.

1038467

Изобретеци

):,

:1.-: . по устройсгво для соединения ус, ьезоп.; оборудования скважин, включающее

li(),п)ру.кппенные фиксаторы и размыкающие

» (!1

Известно также устройство для соединения колонных головок скважин с подводным расположением устья, содержашее установленные в гнездах колонных головок подпружиненные фиксаторы и размыкаюшие элементы для взаимодействия при продольном перемещении с фиксаторами (2) .

Недостатком известного устройства является то, что оно не позволяет выполнить соединяемые колонные головки с одинаковым наружным диаметром для насадки соединителя и, следовательно, использовать один типоразмер соединителя. ).1,ля размыкания же головок требуется специальный инструмент.

Цель изобретения — унрощение конструкции.

Поставленная цель достигается тем, что в устройстве размыкающие элементы выполнены в виде планок, а на наружной поверхности головок выполнены пазы под планки.

На фиг. показано устройство для соединения колонных головок, общий вид; на фиг. 2 — узел 1 на фиг. 1 (с размыкающими элементами) .

Оборудование обсадных колонн содержит охватывающую 1 и охватываемую 2 колонные головки, фиксаторы 3, поджимаемые пружинами 4, размыкающие планки

5 с болтами 6. Головки 1 и 2 выполнены с наружным профилями а для замыкания ! и соединителей устьевого оборудования и снабжены пазами б, в которых заподлицо размегцены планки 5.

Устройство работает следующим обра15 зом

При опускании головки 2,в охватывающую головку 1 фиксаторы 3 сжимают пружины 4 и устанавливаются в свои гнезда.

После посадки головки 2 фиксатор 3 под действием пружины 4 входит в замковый

20 паз и запирает головки 1 и 2. Планка 5 находится в верхнем положении. При необходимости разомкнуть головки колонны болт 6 отворачивают до выхода его головки из нижнего фиксирующего углубления, планку опускают и затягивают болт 6 в верхнем фиксирующем углублении. При этом зашелка устанавливаетсв и головки колонны размыкаются.

Использование предлагаемого оборудоЗО вания позволяет уменьшить габариты и массы колонных головок и оборудования подводного устья в целом. 3а счет устранения ступеньки под размыкающий элемент упрощается конструкция, улучшается технология изготовления колонной головки.!

0384б7

3", х;;-.ктор Л. Курах

Заказ 6161/31

Составитель И. Кепке

Техред И. Верес Корректо р А. Тя ско

Тираж 603 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий! 13035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4

   

findpatent.ru

Подводный добычной комплекс

Подводный добычной комплекс представляет собой несколько скважин, оборудованных подводной фонтанной арматурой, системой управления, газосборными трубопроводами, и все это находится на морском дне. Газ от скважин поступает к манифольду (своего рода сборный пункт) и далее по основному газопроводу доставляется на берег на установку комплексной подготовки газа.

Подводное добычное оборудование, находящееся на дне Охотского моря без платформ и других надводных конструкций, дает возможность добывать газ подо льдом, в сложных климатических условиях, исключая влияние природных явлений. Это позволяет избежать многих рисков, присущих работам в неблагоприятных природных и климатических условиях.

Подобные технологии уже использовались в других странах, например, в Норвегии на месторождениях Снёвит и Ормен Ланге, но в России будут впервые применены именно на Киринском месторождении. Технологии подводной добычи надежны и позволяют осуществлять промышленную деятельность с минимальным негативным воздействием на экологическую систему региона.

Устьевое оборудование скважины
Проект освоения месторождения предусматривает 7 скважин. Подводная фонтанная арматура типа «елка» позволяет регулировать подачу газа из скважины. Противотраловая защитная конструкция защищает фонтанную арматуру от механического воздействия.
Вес вместе с защитой141 т
Размеры23x23x10 м
Манифольд
Газ от скважин поступает к манифольду (сборный пункт). Устройство представляет собой несколько трубопроводов, закрепленных на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Манифольд распределяет потоки газа, моноэтиленгликоля (МЭГ), химических реагентов и сигналы управления подводным добычным комплексом.
Расчетное давление коллектора250 атм
Расчетное давление шлейфов345 атм
Вес220 тонн
Размеры27,5x13x4,9 м
Глубина установки

около 100 м

Тройник
Тройник трубопровода предназначен для подключения средних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.
Присоединительный диаметр трубы10"
Ответвление8"
Вес12 тонн
Габариты4,3x3,5x2,5 м
Оконечное устройство
Оконечное устройство трубопровода предназначено для подлкючения под водой крайних скважин в линию, которая соединена с манифольдом.
Присоединительный диаметр трубы10"
Вес 26 тонн
Габариты 8,5x3,0x3,0 м
Трубопровод моноэтиленгликоля (МЭГ)
По трубопроводу от УКПГ до манифольда подается моноэтиленгликоль, необходимый для предотвращения кристаллизации. От манифольда МЭГ подается в скважину по внутрипромысловому шлангокабелю.
Длина29,3 км
Диаметр114,3 мм
Шлангокабель
Основной шлангокабель проложен по дну моря и соединяет манифольд с площадкой управления подводным добычным комплексом. По шлангокабелю передаются команды управления от операторной на подводное оборудование месторождения.

Внутрипромысловые шлангокабели соединяют манифольд с фонтанной арматурой скважин.

Длина29 км
Диаметр120 мм
Газопровод

Газопровод соединяет месторождение и установку комплексной подготовки газа (УКПГ). По нему пластовая смесь газа, конденсата и воды поступает с месторождения на УКПГ.

Длина подводной части28,7 км
Общая длина43,2 км
Диаметр

508 мм

Толщина стенки22,2 мм
Подводный робот ROV

Производит подводный монтаж оборудования. Имеет 2 руки-манипулятора и обладает системой стабилизации положения.

sahalin-shelf-dobycha.gazprom.ru

Колонная головка — Студопедия

Оборудование фонтанных скважин

Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5 - 15 м), кондуктор (100 - 500 м) и обсадная - эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта). Однако такая простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах, пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на глубине 5300 - 6000 м, вынуждены применять многоколонные конструкции, состоящие кроме направления и кондуктора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсадной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устройства, регулирования работы скважины, ее кратковременного закрытия для ремонтных работ.


Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов.

Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.


Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 8.8). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен

Рис. 8.8. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

studopedia.ru

ГОСТ 30196-94 Головки колонные. Типы, основные параметры и присоединительные размеры

На главную | База 1 | База 2 | База 3
Поиск по реквизитамПоиск по номеру документаПоиск по названию документаПоиск по тексту документа
Искать все виды документовДокументы неопределённого видаISOАвиационные правилаАльбомАпелляционное определениеАТКАТК-РЭАТПЭАТРВИВМРВМУВНВНиРВНКРВНМДВНПВНПБВНТМ/МЧМ СССРВНТПВНТП/МПСВНЭВОМВПНРМВППБВРДВРДСВременное положениеВременное руководствоВременные методические рекомендацииВременные нормативыВременные рекомендацииВременные указанияВременный порядокВрТЕРВрТЕРрВрТЭСНВрТЭСНрВСНВСН АСВСН ВКВСН-АПКВСПВСТПВТУВТУ МММПВТУ НКММПВУП СНЭВУППВУТПВыпускГКИНПГКИНП (ОНТА)ГНГОСТГОСТ CEN/TRГОСТ CISPRГОСТ ENГОСТ EN ISOГОСТ EN/TSГОСТ IECГОСТ IEC/PASГОСТ IEC/TRГОСТ IEC/TSГОСТ ISOГОСТ ISO GuideГОСТ ISO/DISГОСТ ISO/HL7ГОСТ ISO/IECГОСТ ISO/IEC GuideГОСТ ISO/TRГОСТ ISO/TSГОСТ OIML RГОСТ ЕНГОСТ ИСОГОСТ ИСО/МЭКГОСТ ИСО/ТОГОСТ ИСО/ТСГОСТ МЭКГОСТ РГОСТ Р ЕНГОСТ Р ЕН ИСОГОСТ Р ИСОГОСТ Р ИСО/HL7ГОСТ Р ИСО/АСТМГОСТ Р ИСО/МЭКГОСТ Р ИСО/МЭК МФСГОСТ Р ИСО/МЭК ТОГОСТ Р ИСО/ТОГОСТ Р ИСО/ТСГОСТ Р ИСО/ТУГОСТ Р МЭКГОСТ Р МЭК/ТОГОСТ Р МЭК/ТСГОСТ ЭД1ГСНГСНрГСССДГЭСНГЭСНмГЭСНмрГЭСНмтГЭСНпГЭСНПиТЕРГЭСНПиТЕРрГЭСНрГЭСНсДИДиОРДирективное письмоДоговорДополнение к ВСНДополнение к РНиПДСЕКЕНВиРЕНВиР-ПЕНиРЕСДЗемЕТКСЖНМЗаключениеЗаконЗаконопроектЗональный типовой проектИИБТВИДИКИМИНИнструктивное письмоИнструкцияИнструкция НСАМИнформационно-методическое письмоИнформационно-технический сборникИнформационное письмоИнформацияИОТИРИСОИСО/TRИТНИТОсИТПИТСИЭСНИЭСНиЕР Республика КарелияККарта трудового процессаКарта-нарядКаталогКаталог-справочникККТКОКодексКОТКПОКСИКТКТПММ-МВИМВИМВНМВРМГСНМДМДКМДСМеждународные стандартыМетодикаМетодика НСАММетодические рекомендацииМетодические рекомендации к СПМетодические указанияМетодический документМетодическое пособиеМетодическое руководствоМИМИ БГЕИМИ УЯВИМИГКМММНМОДНМонтажные чертежиМос МУМосМРМосСанПинМППБМРМРДСМРОМРРМРТУМСанПиНМСНМСПМТМУМУ ОТ РММУКМЭКННАС ГАНБ ЖТНВННГЭАНДНДПНиТУНКНормыНормы времениНПНПБНПРМНРНРБНСПНТПНТП АПКНТП ЭППНТПДНТПСНТСНЦКРНЦСОДМОДНОЕРЖОЕРЖкрОЕРЖмОЕРЖмрОЕРЖпОЕРЖрОКОМТРМОНОНДОНКОНТПОПВОПКП АЭСОПНРМСОРДОСГиСППиНОСНОСН-АПКОСПОССПЖОССЦЖОСТОСТ 1ОСТ 2ОСТ 34ОСТ 4ОСТ 5ОСТ ВКСОСТ КЗ СНКОСТ НКЗагОСТ НКЛесОСТ НКМОСТ НКММПОСТ НКППОСТ НКПП и НКВТОСТ НКСМОСТ НКТПОСТ5ОСТНОСЭМЖОТРОТТПП ССФЖТПБПБПРВПБЭ НППБЯПВ НППВКМПВСРПГВУПереченьПиН АЭПисьмоПМГПНАЭПНД ФПНД Ф СБПНД Ф ТПНСТПОПоложениеПорядокПособиеПособие в развитие СНиППособие к ВНТППособие к ВСНПособие к МГСНПособие к МРПособие к РДПособие к РТМПособие к СНПособие к СНиППособие к СППособие к СТОПособие по применению СППостановлениеПОТ РПОЭСНрППБППБ-АСППБ-СППБВППБОППРПРПР РСКПР СМНПравилаПрактическое пособие к СППРБ АСПрейскурантПриказПротоколПСРр Калининградской областиПТБПТЭПУГПУЭПЦСНПЭУРР ГазпромР НОПРИЗР НОСТРОЙР НОСТРОЙ/НОПР РСКР СМНР-НП СРО ССКРазъяснениеРаспоряжениеРАФРБРГРДРД БГЕИРД БТРД ГМРД НИИКраностроенияРД РОСЭКРД РСКРД РТМРД СМАРД СМНРД ЭОРД-АПКРДИРДМРДМУРДПРДСРДТПРегламентРекомендацииРекомендацияРешениеРешение коллегииРКРМРМГРМДРМКРНДРНиПРПРРТОП ТЭРС ГАРСНРСТ РСФСРРСТ РСФСР ЭД1РТРТМРТПРУРуководствоРУЭСТОП ГАРЭГА РФРЭСНрСАСанитарные нормыСанитарные правилаСанПиНСборникСборник НТД к СНиПСборники ПВРСборники РСН МОСборники РСН ПНРСборники РСН ССРСборники ценСБЦПСДАСДАЭСДОССерияСЗКСНСН-РФСНиПСНиРСНККСНОРСНПСОСоглашениеСПСП АССП АЭССправочникСправочное пособие к ВСНСправочное пособие к СНиПСправочное пособие к СПСправочное пособие к ТЕРСправочное пособие к ТЕРрСРПССНССЦСТ ССФЖТСТ СЭВСТ ЦКБАСТ-НП СРОСТАСТКСТМСТНСТН ЦЭСТОСТО 030 НОСТРОЙСТО АСЧМСТО БДПСТО ВНИИСТСТО ГазпромСТО Газпром РДСТО ГГИСТО ГУ ГГИСТО ДД ХМАОСТО ДОКТОР БЕТОНСТО МАДИСТО МВИСТО МИСТО НААГСТО НАКССТО НКССТО НОПСТО НОСТРОЙСТО НОСТРОЙ/НОПСТО РЖДСТО РосГеоСТО РОСТЕХЭКСПЕРТИЗАСТО САСТО СМКСТО ФЦССТО ЦКТИСТО-ГК "Трансстрой"СТО-НСОПБСТПСТП ВНИИГСТП НИИЭССтП РМПСУПСССУРСУСНСЦНПРТВТЕТелеграммаТелетайпограммаТематическая подборкаТЕРТЕР Алтайский крайТЕР Белгородская областьТЕР Калининградской областиТЕР Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕР Краснодарского краяТЕР Мурманская областьТЕР Новосибирской областиТЕР Орловской областиТЕР Республика ДагестанТЕР Республика КарелияТЕР Ростовской областиТЕР Самарской областиТЕР Смоленской обл.ТЕР Ямало-Ненецкий автономный округТЕР Ярославской областиТЕРмТЕРм Алтайский крайТЕРм Белгородская областьТЕРм Воронежской областиТЕРм Калининградской областиТЕРм Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРм Мурманская областьТЕРм Республика ДагестанТЕРм Республика КарелияТЕРм Ямало-Ненецкий автономный округТЕРмрТЕРмр Алтайский крайТЕРмр Белгородская областьТЕРмр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРмр Краснодарского краяТЕРмр Республика ДагестанТЕРмр Республика КарелияТЕРмр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРпТЕРп Алтайский крайТЕРп Белгородская областьТЕРп Калининградской областиТЕРп Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРп Краснодарского краяТЕРп Республика КарелияТЕРп Ямало-Ненецкий автономный округТЕРп Ярославской областиТЕРрТЕРр Алтайский крайТЕРр Белгородская областьТЕРр Калининградской областиТЕРр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРр Краснодарского краяТЕРр Новосибирской областиТЕРр Омской областиТЕРр Орловской областиТЕРр Республика ДагестанТЕРр Республика КарелияТЕРр Ростовской областиТЕРр Рязанской областиТЕРр Самарской областиТЕРр Смоленской областиТЕРр Удмуртской РеспубликиТЕРр Ульяновской областиТЕРр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРррТЕРрр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРс Ямало-Ненецкий автономный округТЕРтр Ямало-Ненецкий автономный округТехнический каталогТехнический регламентТехнический регламент Таможенного союзаТехнический циркулярТехнологическая инструкцияТехнологическая картаТехнологические картыТехнологический регламентТИТИ РТИ РОТиповая инструкцияТиповая технологическая инструкцияТиповое положениеТиповой проектТиповые конструкцииТиповые материалы для проектированияТиповые проектные решенияТКТКБЯТМД Санкт-ПетербургТНПБТОИТОИ-РДТПТПРТРТР АВОКТР ЕАЭСТР ТСТРДТСНТСН МУТСН ПМСТСН РКТСН ЭКТСН ЭОТСНэ и ТЕРэТССЦТССЦ Алтайский крайТССЦ Белгородская областьТССЦ Воронежской областиТССЦ Карачаево-Черкесская РеспубликаТССЦ Ямало-Ненецкий автономный округТССЦпгТССЦпг Белгородская областьТСЦТСЦ Белгородская областьТСЦ Краснодарского краяТСЦ Орловской областиТСЦ Республика ДагестанТСЦ Республика КарелияТСЦ Ростовской областиТСЦ Ульяновской областиТСЦмТСЦО Ямало-Ненецкий автономный округТСЦп Калининградской областиТСЦПГ Ямало-Ненецкий автономный округТСЦэ Калининградской областиТСЭМТСЭМ Алтайский крайТСЭМ Белгородская областьТСЭМ Карачаево-Черкесская РеспубликаТСЭМ Ямало-Ненецкий автономный округТТТТКТТПТУТУ-газТУКТЭСНиЕР Воронежской областиТЭСНиЕРм Воронежской областиТЭСНиЕРрТЭСНиТЕРэУУ-СТУказУказаниеУказанияУКНУНУОУРврУРкрУРррУРСНУСНУТП БГЕИФАПФедеральный законФедеральный стандарт оценкиФЕРФЕРмФЕРмрФЕРпФЕРрФормаФорма ИГАСНФРФСНФССЦФССЦпгФСЭМФТС ЖТЦВЦенникЦИРВЦиркулярЦПИШифрЭксплуатационный циркулярЭРД
Показать все найденныеПоказать действующиеПоказать частично действующиеПоказать не действующиеПоказать проектыПоказать документы с неизвестным статусом
Упорядочить по номеру документаУпорядочить по дате введения

files.stroyinf.ru

Наземное оборудование- Колонная головка, фонтанная арматура, выкидная линия — Студопедия

Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют гермитизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.

Колонная головка должна обеспечивать:

- надежную герметизацию межтрубного пространства;

- надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;

- удобный и быстрый монтаж;

- возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве;

- минимально возможная высота.

Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа.

После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура служит для:

- подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб;

- герметизации устья скважины;

- контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством;


- направления нефти и газа в выкидную линию;

- проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин;

- регулирования режима работы скважины;

- проведения исследований в скважине;

- создания противодавления на забой и т.д.

Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:

- по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа;

- по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм;

- по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые;

- по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные;

- по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами


Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит из тройников.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом яв­ляются тройники , к которым присоединяются выкидные ли­нии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это про­диктовано безопасностью работы и возможностью предотвраще­ния открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верх­него тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отво­дами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих ус­ловиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более ком­пактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществля­ется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют боль­шую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомо­гательных сооружений.

Подземное оборудование- НКТ, служат для выноса Ж. и Г. на поверхность, регулирования режима работы скв., проведения иссследовательских работ, борьбы со смоло-парафиновыми отложениями, осуществления различных ГТМ, предохранения экспл.колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях, проведения ремонтно-эксплуатационных работ в скважинах и т.д. В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотянутые насосно-компрессорные трубы диаметром от 48,3 мм до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высокопрочных легированных сталей на давление 1000 МПа.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры , которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимает-/ ся песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка.

Регулирование дебитаРежимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время прежде чем проводить какое-либо измерение. Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на ус­тановившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забой­ного давления. Продолжительность перехода скважины на уста­новившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

studopedia.ru


Смотрите также