Обвязка устья скважины при бурении
Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при строительстве скважин. Типовые и фактические — Студопедия
Выбор типа противовыбросового оборудования при строительстве скважин производится в зависимости от конкретных горно – геологических условий и осуществляется ещё на стадии проектирования (проектной организацией) с учётом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья противовыбросовым оборудованием (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации на основе установленных требований "Правил безопасности" (ПБНГП) и согласовываются с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом руководствуются следующими положениями.
При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворённым газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора – верхний с трубными плашками, нижний – с глухими или универсальный "кольцевой" превентор). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 3 или 4.
Если при строительстве скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, то устанавливаются три или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объёмном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.
Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и объёмным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа), использование технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 9 или 10.
Обвязка устья скважины осуществляется по типовым схемам, а в случае отступления составляется фактическая схема. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин (поворот выкидной линии до блока глушения, изменение количества превенторов, изъятие из схемы кольцевого превентора, изменение длины выкидных линий манифольда и др.) допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой.
Фактические схемы составляются в нескольких экземплярах, один из которых передаётся в военизированный отряд. На фактической схеме указываются габаритные и монтажные размеры узлов противовыбросового оборудования, в спецификации приводятся соединительные размеры узлов. Кроме фактической схемы составляется также ведомость на смонтированное оборудование, в которой содержится вся необходимая информация об устье скважины и смонтированном на нём противовыбросовом оборудовании:
· Акты опрессовки ОП на рабочее давление в условиях мастерской;
· Акты опрессовки шаровых кранов, обратных клапанов и спец. трубы;
· Акты опрессовки обсадной колонны с установленном ОП на устье скважины, выкидных линий манифольда и цементного кольца;
· акт заправки пневмогидроаккумулятора азотом;
· сертификаты на крепёжные изделия и гидравлическую жидкость и др.
studopedia.ru
Оборудование устья фонтанных скважин. Обвязка фонтанных скважин с выкидной линией — Студопедия
Условия эксплуатации н и г месторождений требуют герметизации 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, оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий). Колонная головка служит для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубного пространства и установки фонтанной арматуры. Колонная головка должна обеспечивать: 1.надежную герметизацию межтрубного пространства; 2.надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн; 3.удобный и быстрый монтаж; 4.контроль за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве; 5.минимально возможная высота.
После окончания бурения скважины устанавливают фонтанную арматуру. Фонтанная арматура служит для: подвески насосно-компрессорных 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. Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески НКТ и герметизации кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий. Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. она предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры, которые представляют собой втулки с отверстиями. Сборка и установка фонтанной арматуры - очень важный вид работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой арматуры на 2-кратное рабочее давление. Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газожидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины.
studopedia.ru
Наименование Схемы | Исполнитель | Согласующие стороны | Утверждающая сторона |
Бурение | |||
Схема обвязки устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием и фонтанной арматурой (в составе рабочего проекта). | Проектная организация. | - | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования. | Проектная организация. | ПФС. Буровой подрядчик. Заказчик. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья скважины с аномально-низким пластовым давлением. | Проектная организация. | ПФС. Буровой подрядчик. Заказчик. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема колонной устьевой обвязки, фонтанной арматуры. | Буровая организация. | - | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки и установки противовыбросового оборудования. | Проектная организация. | ПФС/ПФВЧ. Буровой подрядчик. Заказчик. | - |
Схема установки и монтажа противовыбросового оборудования на стенде. | Буровой подрядчик. | ПФС/ПФВЧ. | Буровой подрядчик. |
Схема подвески противовыбросового оборудования. | Буровой подрядчик. | - | Буровой подрядчик. |
Схема монтажа противовыбросового оборудования – фактическая. | Буровой подрядчик. | - | Буровой подрядчик. |
Освоение и испытание | |||
Схема оборудования и обвязки устья с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидных линий. | Подрядчик по освоению и испытанию скважин. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по освоению и испытанию скважин. |
Схема оборудования устья скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны. | Подрядчик по освоению и испытанию скважин. | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья при испытании скважины с помощью пластоиспытателя. | Подрядчик по освоению и испытанию скважин. | ПФС/ПФВЧ. Геофизическая организация. | Технический руководитель бурового подрядчика. |
Схема обвязки устья скважины перед проведением ГРП. | Подрядчик по ГРП. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ГРП. |
Схема установки и монтажа противовыбросового оборудования на стенде. | Подрядчик по освоению и испытанию скважин. | ПФС/ПФВЧ. | Технический руководитель организации - Подрядчика по освоению и испытанию скважин. |
Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при освоении свабированием. | Подрядчик по свабированию. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по свабированию. |
ТКРС | |||
Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования. | Подрядчик по ТКРС. | ПФС/ПФВЧ, Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ТКРС. |
Типовая схема оборудования устья скважин, где исключена возможность ГНВП (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.) без установки ПВО. | Подрядчик по ТКРС. | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при выполнении ПВР. | Подрядчик по ТКРС. | ПФС/ПФВЧ. Геофизическая организация Нефтегазодобывающее ОГ(пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ТКРС. |
Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием скважин с пластовым давлением, превышающим гидростатическое. | Подрядчик по ТКРС. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ТКРС. |
Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при восстановлении циркуляции с применением КОПС – комплект оборудования для промывки скважины. | Подрядчик по ТКРС. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ТКРС. |
Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при освоении свабированием. | Подрядчик по свабированию. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ТКРС. |
Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием по ремонту и освоению с применением ГНКТ. | Подрядчик по ГНКТ. | ПФС/ПФВЧ. Заказчик. | Технический руководитель организации - Подрядчика по ГНКТ. |
Схема установки и монтажа противовыбросового оборудования на стенде. | Подрядчик по ТКРС. | ПФС/ПФВЧ. | Технический руководитель организации - Подрядчика по ТКРС. |
Схема обвязки устья скважин при разрядке давления с затрубного пространства. | Подрядчик по ТКРС. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ТКРС. |
Эксплуатация скважин | |||
Схема обвязки устья фонтанных скважин. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья скважин при разрядке давления с затрубного пространства. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья скважин оборудованных ШГН - штанговыми винтовыми насосами. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья скважин оборудованных УЭЦН - установками электроцентробежного насоса. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья газоконденсатной скважины. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
Схема обвязки устья скважины ППД – поддержания пластового давления. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | ПФС/ПФВЧ. | Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). |
ГИРС и канатные работы | |||
Схема обвязки устья скважины при ГИРС. | Подрядчик по ГИРС. | ПФС/ПФВЧ, Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по ГИРС. |
Схема обвязки устья скважины при канатных работах. | Подрядчик по канатным работам. | ПФС/ПФВЧ. Нефтегазодобывающее ОГ (пользователь недр). | Технический руководитель организации - Подрядчика по канатным работам. |
poisk-ru.ru
Схема - обвязка - устье
Схема - обвязка - устье
Cтраница 1
Схема обвязки устья при бурении с пеной скважин глубиной до 150 м приведена на рис. 3.2. Сжатый воздух от компрессора подается в пеногенератор и дозатор, заполненный раствором ПАВ. Герметически закрытый дозатор объемом до 1 м3 снабжен заливной горловиной и предохранительным клапаном. Часть полости дозатора, не заполненная раствором ПАВ, соединена с воздушной магистралью вентилем. Раствор ПАВ подается в пеногенератор через вентиль и далее в скважину. Обратные клапаны препятствуют поступлению пены и раствора ПАВ в воздушную магистраль и компрессор. В обвязку, кроме того, включены: расходомеры ( воздуха и раствора ПАВ), манометры и измеритель газожидкостного отношения в пене с регистрирующей системой. Для разрушения пены использован циклон с пылеулавливающим устройством. Раствор ПАВ, освобожденный от воздуха, собирается в отстойнике, из которого насосом может быть вновь закачан в дозатор. [1]
Ознакомьтесь со схемами обвязки устья скватан. [2]
Работниками объединения Ставропольнефтегаз разработана схема обвязки устья для испытания скважины. [3]
На рис. III.3 приведена схема обвязки устья при испытании скважины испытателем пластов. Плашки превентора соответствуют трубе, установленной в устьевой части бурильной колонны. До начала распакеровки плашки превентора и задвижки проверяют на закрытие и открытие, В период испытания все задвижки на выкидных линиях открыты, кроме первых от фланцев крестовины. [5]
На рис. 8 показана схема обвязки устья нагнетательной скважины при спущенных насосно-компрессорных трубах. [7]
На рис. 50 показана схема обвязки устья нагнетательной скважины при спущенных насосно-компрессорных трубах. [8]
На рис. 11.39 показана схема обвязки устья глубокой скважины двумя плашечными ОП2Г - 230Х500 и одним универсальным ПУГ-230Х500 превенто-рами. [10]
В буровых организациях страны схемы обвязки устья различны при испытании пластоиспытателем на трубах. В связи с этим целесообрано рассмотреть отдельные схемы обвязки устья и расположение оборудования. [12]
В разделе Противовыбросовое оборудование и обвязка устья следует указать проти-вовыбросовое оборудовлнне, устанавливаемое на промежуточных и эксплуатационных колоннах, оборудование устья, фонтанную арматуру и схему обвязки устья при бурении. [13]
www.ngpedia.ru