Меню

Курс лекций по программе Контроль скважины Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях

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

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ

ТИПОВЫЕ СХЕМЫ, ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ

ГОСТ 13862-90

(СТ СЭВ 6149-87, СТ СЭВ 6913-89,
СТ СЭВ 6914-89, СТ СЭВ 6916-89)

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР ПО УПРАВЛЕНИЮ
КАЧЕСТВОМ ПРОДУКЦИИ И СТАНДАРТАМ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ

Типовые схемы, основные параметры и
технические требования к конструкции

Blow-out preventer equipment. Standard schemes, basic parameters and technical requirements for design

ГОСТ
13862-90

(СТ СЭВ 6149-87,
СТ СЭВ 6913-89,
СТ СЭВ 6914-89,
СТ СЭВ 6916-89)

Срок действия 01.01.92

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

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

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

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

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

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

черт. 3 — 10 — с гидравлическим приводом.

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

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

Применяемость схем — по приложению 2 .

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

Рабочее давление Рр, МПа

Условный проход манифольда, мм

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

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

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

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

1.3. Условное обозначение ОП — по приложению 3 .

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ОП И ЕГО СОСТАВНЫХ ЧАСТЕЙ

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

2.2. Комплекс ОП должен состоять из:

превенторного блока ОП;

станции гидропривода ОП.

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

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

* Пункт является рекомендательным.

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

Пробное давление, МПа, при Рр

Источник



Курс лекций по программе «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях»

^ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ . (ПВО)
НАЗНАЧЕНИЕ: Для герметизации устья н/г скважин, при их строительстве, освоении и ремонте с целью предупреждения выбросов и фонтанов.
ПВО состоит из следующих основных узлов:
^ ПРЕВЕНТОР плашечный малогабаритный с ручным управлением ППМ-125*250 атм.

Предназначен для предотвращения и ликвидации ГНВП путем герметизации устья скважины при освоении, испытании, проведении аварийных и ремонтных работ.

Техническая характеристика.

  1. Диаметр уплотняемых труб 33,42,48,60,73,89 мм
  2. Рабочее давление 250 атм
  3. Пробное давление 500 атм
  4. Диаметр проходного отверстия 125 мм
  5. Диаметр уплотняемого геофизического

кабеля и каната 6,3-16 мм

7. Управление превентором ручное

ПРЕВЕНТОР малогабаритный трубный

ПМТ-156*210 атм.

Предназначен для герметизации устья скважин с целью предупреждения выброса или открытого фонтанирования, как при наличии трубы в скважине, так и без неё.

Техническая характеристика.

1. Диаметр прохода 156 мм

  1. Рабочее давление 210 атм
  2. Пробное давление 420 атм
  3. Наружный диаметр герметизируемых труб 60,73,,89 мм
Читайте также:  Кухонное оборудование для общепита в Новосибирске

5. Привод плашек превентора ручной

6. Количество оборотов каждого штурвала

для закрытия 14-15 об.

7. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;

8. Масса 300 кг
Состоит из корпуса, корпуса плашек плунжерного типа, плашек, штока, гайки штока, центраторов под типо-размеры труб (3 шт.) и штурвала управления.

На скважине превентор устанавливается центраторами вверх.

Нельзя расхаживать трубы при закрытом превенторе во избежание повреждения резиновых уплотнителей.

Нельзя производить посадку на корпусе плашек труб массой более 500 кг.
Проверка работоспособности ПРЕВЕНТОРОВ.

Периодически производят проверку ПВО путём окрытия-закрытия и записью в «Журнале технического состояния ПВО»:

1. При нормальной работе 1 раз в неделю

2. В режиме оперативной готовности перед каждым СПО

^ МАНИФОЛЬДЫ ПВО.

Предназначены для обвязки стволовой части ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Поставляются составными частями:

  • блок дросселирования
  • блок глушения
  • пакет напорных труб
  • пульт управления дросселем
  • комплекты монтажных запчастей
  • сопроводительная документация

Серийно выпускаются следующие типы манифольдов:

МПБ2-80*70, МПБК3-80*70, МПБ2-80*35К2, МПБ3-80*35, МПБ3-80*35К2, где :

2,3 – номера схем обвязки по ГОСТу. 13862-90

^ 80 – условный проход напорных труб ,мм

35,70 — рабочее давление, МПА

К1 , К2, К3 — исполнение по коррозийной стойкости

Обеспечивает выполнение следующих операций:

  1. Разрядку скважины через любую линию манифольда.
  2. Замену газированного раствора утяжеленным.
  3. Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через за трубное пространство при помощи дросселя.
  4. Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом СА-320.

Манифольд состоит из следующих основных узлов :

    • Блока глушения
    • блока дросселирования
    • сипаратора – для естественного выделения газа из раствора при ГНВП

Требования к монтажу и эксплуатации МПБ

  1. Длина выкид. линий должна быть:

— для нефтяных скважин 3 категории- не менее 30м.

— для нефтяных скважин 1,2 категории, а также для разведочных и газовых- не менее 100м.

  1. Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.
  2. Расстояние от концов выкид. линий манифольда до всех коммуникации и сооружении, не относящихся к обьектам буровой установки, должно быть не менее 100 м. для всех категорий скважин.
  3. Консоль от последней опоры не более 1м.
  4. Расстояние от устья до блоков глушения и дросселирования 15-20 м., а между стойками опор 6-8м. Последняя опора бетонируется в грунте объемом 0,6*0,6*1м. и глубиной не менее 0,6м.
  5. Выкид. линии не должны пересекать подъездные пути .
  6. Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны
  7. На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.
  8. После монтажа манифольд до концевых задвижек вместе с ПВО опрессуется водой на давление опрессовки тех. колонны .
  9. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

11. Манифольд продувает сжатым воздухом после каждого открытия коренной задвижки, но не реже 1 раза в неделю
^ ПРЯМОТОЧНЫЕ ЗАДВИЖКИ ЗМ-80х350 с ручным управлением

и ЗМГ-80х350 с дистанционным гидроприводом.
Задвижки предназначены для перекрытия линий манифольда ПВО при работе в образивных средах. Задвижка прямоточная – контакт между шибером и седлами – металл по металлу.

Техническая характеристика.

  1. Условный проход 80 мм
  2. Рабочее давление 330 атм
  3. Пробное давление 700 атм
  4. Управление задвижкой ручное

5. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;

8. Масса 129 кг
ДРОССЕЛЬ регулируемый ДР-80х350.
Предназначен для установки в манифольд ПВО с целью осуществления плавного бесступенчатого регулирования противодавление на пласт через кольцевое пространство при ГНВП.

Техническая характеристика.

  1. Условный проход 80 мм
  2. Рабочее давление 350 атм
  3. Пробное давление 700 атм
  4. Управление дросселем ручное

5. Рабочая среда нефть;газ; газоконденсат;

КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ типа ОКК.
Оборудование колонное клиновое (с клиновой подвеской обсадных труб) предназначено для:

  • подвешивания и центровки обсадных колонн;
  • герметизации и разобщения межколонных пространств с возможностью контроля давления в межтрубном пространстве;
  • установки ПВО (в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации);
  • проведения технологических и ремонтных работ при эксплуатации скважин.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа “ОКК” рассчитано на рабочее давление 210, 350 и 700 атм и предназначено для подвески двух и более обсадных колонн (4-5).

Шифр “ОКК-3”-350х146х245х324х426хК2:

  • ОКК — оборудование колонное клиновое
  • 3 – количество подвешенных колонн
  • 350 – рабочее давление, атм
  • 146,245,324 – наружные диаметры подвешенных колонн, мм
  • 426 – наружный диаметр кондуктора, мм
  • К2 – коррозийная стойкость 2-ой степени.

^ ШАРОВЫЕ КРАНЫ.

КШВ, КШН, КШЦ, КШНВ назначение, устройство, принцип работы, эксплуатация.

Предназначены для перекрытия проходного канала бурильной колонны с целью предупреждения возникновения выброса жидкости или газа при бурении скважины (т.е. при ГНВП):

  • КШВ – кран шаровой верхний, с левой резьбой на рабочее давление 350 атм и устанавливается под вертлюгом.
  • КШН – кран шаровой нижний, с правой резьбой на рабочее давление 300 атм и устанавливается под квадратом.

Шифр крана КШН 178-76*350, где:

  • 178 – наружный диаметр корпуса, мм
  • 76 – внутренний диаметр проходного отверстия шаровой пробки, мм
  • 350 – рабочее давление, атм

^ ОБРАТНЫЕ КЛАПАНА.
Обратный клапан предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и НКТ, при прекращении промывки скважины в процессе бурения и ремонта скважин. Выпускаются следующие типы обратных клапанов :

— КОБТ – клапан обратный буровой тарелчатый на рабочее давление 350 атм

— КОБМ — клапан обратный буровой манжетный на рабочее давление 350 атм

Недостатки:

  1. Одностороннего действия
  2. Недолговечность тарелки и седла
  3. Невозможно пропускать геофиз. приборы
  4. При переливах невозможно навернуть

Типовые схемы ПВО по ГОСТ. 13862-90.
Согласно ГОСТ-13862-90 устанавливаются 10 типовых схем ОП: (См. приложения)

  • 1-2 с ручным приводом
  • 3-10 с гидравлическим приводом

В ОП для ремонта скважин – привод механический или гидравлический, для бурения – привод гидравлический.

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

Выбор ПВО осуществляется с учетом возможностей выполнения следующих технологических операций:

  • Герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без неё.
  • Вымыва пластового флюида, поступившего в скважину , на поверхность.
  • Подвески колонны бур. труб на плашках превентора после его закрытия.
  • Срезание бур. колонны.
  • Контроля за состоянием скважины во время глушения.
  • Расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата

Все схемы ПВО в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъёмный жёлоб для облегчения работ по ликвидации О.Ф.
Условное обозначение ОП1-100/65*35*К2*А, где:

  • ОП – оборудование противовыбросовое
  • 1 – первая типовая схема
  • 100 — условный проход , мм
  • 65 – условный проход манифольда, мм
  • 35 – рабочее давление, МПА
  • К2 – коррозионно стойкое исполнение
  • А – оборудование модернизировано

Коррозионная стойкость – это сопротивление ПВО коррозии, различают 3 степени коррозионной стойкости:

К1 – среда с объемным содержанием СО2 ^ Схема№1 (АНК «БН»)

Тех. Условия.

  1. Схема№1 применяется для оборудования устья скважин 3 категории
  2. Выкид. линия длинной не менее 30 м. Должна иметь уклон 1,5 градуса от устья скважины и закрепляется на опорах через 6-8 м.
  3. После герметизации устья скважины необходимо осуществлять контроль за ”Р” в затрубном пространстве.

Обозначения к схеме 1:

1. К насосным установкам или прямой сброс.

2. Выкидная линия, НКТ D

3. Угловой вентиль.

4. Хомут крепления выкидной линии.

5. Устьевая арматура (ЛУШГН, АУЭЦН).

6. Аварийная планшайба (конус устьевой арматуры).

7. Кран высокого давления (КВД).

8. Муфта НКТ D =73 mm с патрубком.

9. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.

Схема№3 (АНК «БН»)

Тех. Условия.

  1. Схема№3 применяется для оборудования устья при ремонте скважин 1-2 категории и перфорации скважин всех категории. При перфорации скважин 3 категории допускается монтаж одной выкид. линии, при этом на выполнение аварийных работ на скважине иметь запас труб 70 м.
  2. ППМ после монтажа опрессуют на максимальное ожидаемое давление, но не выше давления о.э.к. и рабочего давления арматуры (превентора).
  3. Выкид. линии должны иметь уклон от устья скважины 1,5 градуса и закрепляться на опорах через 6-8 м..
  4. При комбинированной колонне НКТ на мостках необходимо иметь спец. опресс. Трубу с переводником и шаровым краном по диаметру и по прочности, соответствующей верхней секции НКТ. Труба, переводник и шаровой кран окрашивается в красный цвет.


Задвижка № 5 в нормальном состоянии – открыта.

Читайте также:  Оборудование для стоматологическая клиника

Задвижки № 1, 2, 3, 4 – закрыты.

Обозначения к схеме 3.

1. К насосным установкам или прямой сброс.

2. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.

3. Кран высокого давления (КВД).

5. Выкидная линия (в емкость долива, желобную систему).

6. Насосно-компрессорные трубы (НКТ).

7. Гидроротор (КМУ, АПР).

9. Крестовина арматуры или переходная катушка для АУШГН, АУЭЦН.

10. Муфта обсадной трубы.

12. Хомут крепления выкидной линии.

Консервация скважин в процессе эксплуатации и П\Б при их расконсервации.

Все категории скважин – параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные, скважины с открытым стволом, скважины со спущенной колонной, но не перфорированные, а также скважины, предназначенные для сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов подлежат консервации.

До ввода скважины в консервацию необходимо:

  • поднять из скважины оборудование
  • спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации с доведением параметров раствора до значений, установленной проектной документацией и обработанную ингибитором коррозии
  • проверить герметичность колонны и отсутствие за колонных перетоков
  • верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью – на глубину 25-30 м. заполняют 30% раствором хлористого кальция, нефтью, соляровым маслом и т.п., а в условии многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород;
  • схема обвязки устья скважин, установка цементных мостов выше интервала перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины.

Порядок работы по консервации скважины

    1. Опустить НКТ с «воронкой», заглушить скважину раствором с параметрами, установленными проектной документацией (планом работы) и обработанную ингибитором коррозии. В интервал перфорации закачать спец. жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Поднять НКТ выше интервала перфорации (50-100 м.), верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью; устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномалии давление К4=1,1 и выше в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель.
    2. С устьевой арматуры снять штурвалы, манометры и установить на арматуре заглушки.
    3. Оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках) 2*2 м. и на ограждении установить металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения, владельца, срока консервации; провести планировку при скважинной площадки.
    4. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации, устанавливается планом работы на консервацию скважины в зависимости от геологических факторов и длительности консервации.

П/Б при расконсервации скважин

Источник

Легко ли добыть нефть. КРС: шарик и превентор — победители фонтанов-2

Хочу сразу сказать, что мои статьи носят характер научпопа и дают обобщённое и краткое представление о теории и практике работы нефтяной промышленности, поэтому многие останется за рамками статьи, думаю коллеги отнесутся с пониманием, а тем, кто не связан с нефтяной промышленностью эти статьи будут понятны и интересны. При том я стараюсь упрощать материал и использовать терминологию по минимуму.

В первой части я остановился на причинах возникновения ГНВП и написал, что с любым проявлением легко справиться при появлении первых признаков, но если упустить этот момент, то потом зачастую бывает поздно и дело может закончится нерегулируемым выбросом пластового флюида – открытым фонтаном, который кроме экологического загрязнения наносит многомиллионный ущерб и крайне опасен, т. к. может загореться и это неизбежно приведет к человеческим жертвам.

Поэтому самое главное правило контроля скважины во время ГНВП – обратить внимание на появление первичных признаков и при их появлении немедленно загерметизировать устье, а уже потом проводить работы по борьбе с ними.

Давайте разберем, какие признаки ГНВП бывают. Они бывают прямые и косвенные. Начнем с прямых:

1. Выделение на устье газа, перелив жидкости из скважины

2. Повышение скорости выходящего потока жидкости и увеличение объема. Это хорошо видно при промывке скважины, бурении и пр. Если мы закачиваем в скважину, предположим, один кубический метр, а на выходе получаем полтора, то скважина начала работать

3. Повышение газосодержания промывочной жидкости

1. Увеличение механической проходки (бурения) скважины

2. Изменение параметров технологической жидкости. Т. е. если мы бурим (промываем, райбируем, фрезеруем и тд.) и это сопровождается циркуляцией жидкости, то нужно измерять плотность и вязкость жидкости. Если ее плотность и вязкость снижается, то это практически сто процентов, что в нее поступает скважинный флюид

3. Изменение давления на насосах

После появления прямых признаков ГНВП необходимо сразу герметизировать устье, а при косвенных надо усилить контроль. Но это в теории. А на практике может быть бригада дуболомов, которых набрали по объявлению, они просто не могут до последнего обращать внимания, пока скважина не начнет плеваться. Или все видят прекрасно, что начались проявления, но по команде сверху (стране нужна нефть, нужны скважинооперации, потому что за это дает денюжки заказчик), да и сами рабочие торопятся и работают до последнего( да как-нибудь спустим, осталось ерунда, а потом отдыхать), пока не начнется выброс.

Для герметизации устья при ГНВП используется противовыбросовое оборудование (ПВО). Оно эффективно при появлении первых признаков ГНВП, выбросе, но если начался открытый фонтан, то использовать его бесполезно. Более того, нередко его расстреливают из пушки или танка, чтобы можно было его снять и сбить пламя.

Комплект противовыбросового оборудования сам по себе невелик, по крайней мере в КРС. В его входят превентор и специальная запорная компоновка, комплект герметизирующего оборудования (КГОМ), состоящий из основания (катушки) и нескольких типов вставок, манифольдных линий и блока дросселирования. При этом основа основ ПВО – это превентор и запорная компоновка, часто используют и КГОМ, а вот манифольд (система трубопроводов высокого давления) и блок дросселирования используют далеко не всегда.

Практически любому ремонту скважины предшествует ее глушение, потом монтируют подъемник, с помощью которого и производят ремонт, а потом монтируют ПВО и только после этого приступают к ремонту.

При этом ПВО ставят не наобум, а по строго определенной схеме монтажа (обвязки устья) ПВО, которые были еще разработаны в советские времена: http://www.gosthelp.ru/text/GOST1386290Oborudovaniepr.html

Эти схемы утверждаются противофонтанной службой региона. Единственно, что непонятно для меня, почему для скважин одной категории в разных регионах схемы обвязки разные. Например, в Оренбуржье у нас монтаж ПВО превращался в мучение, мы тянули по схеме №1 выкидную трубу длинной сто метров, ставили блок дросселирования, отбойные щиты, делали дистанционные тяги к превентору, а на северных месторождениях нет ни выкидных линий, ни дистанционных тяг, ни отбойных щитов (только при ПВР). Думаю, что все упирается в банальную экономию времени и средств

Превентор – это специальное устройство, предназначенное для герметизации устья во время ремонта скважин, а также других скважинных работ. Превенторы бывают двух типов – плашечные и универсальные (гидравлические, кольцевые) В КРС используют плашечные, а в бурении — оба варианта

Превенторы под буровой установкой. Сверху — гидравлический (кольцевой), снизу — плашечный

В бурении ставят сразу два превентора, на самом верху всегда находится универсальный или кольцевой превентор, он имеет округлую форму и состоит из стального корпуса, в полости которого находится мощное кольцевое упругое резиновое уплотнение. Под уплотнением находится гидравлический поршень, который гидравлическим давлением поднимается наверх, сжимая уплотнитель, который, в свою очередь, обхватывает буровую трубу, создавая изоляцию. Отличительная черта этого типа превентора заключается в том, что благодаря эластичности уплотнителя превентор может быть закрыт на трубах различного диаметра или замках.

Еще одной отличительной чертой кольцевого превентора является то, что он позволяет протаскивание трубы через закрытый превентор (до износа уплотнителя можно протащить до 2500 метров труб), что немаловажно при попадании в пласты с высоким давлением, а также он позволяет проворачивать буровую колонну.

Превентор универсальный в разрезе, виден бронзовый уплотнительный поршень

Принцип работы гидравлического превентора, видео дурацкое, но другого не нашел

В КРС чаще всего используются превентор ППШР-2фТ (Превентор плашечно-шиберный двухфланцевый) и ПП-2-ФТ (превентор плашечный сдвоенный)

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

Инструкция по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования при освоении и ремонте скважин

1.1. Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.

Читайте также:  Торговое оборудование для магазина продуктов в Обнинске

1.2. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.

1.3. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

1.4. Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

1.5. Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.

1.6. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.

1.7. При температуре воздуха ниже –10 о С превентора должны быть обеспечены обогревом.

1.8. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.

Подготовительные работы к монтажу ПВО.

2.1. Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.

2.2. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.

2.3. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.

2.4. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.

2.5. Проверить центровку мачты относительно устья скважины.

2.6. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

2.7. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.

Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.

Схемы обвязки устья скважины

3.1.Схема обвязки устья скважин №1

Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.

3.1.1 При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие

— шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.

— закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.

— длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом , чтобы круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия центратора).

3.1.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.

3.1.3. При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.

3.2. Схема обвязки устья скважины №2

Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.

3.2.1. Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.

3.2.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.

3.2.3. Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении (только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).

3.2.4. Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.

3.3. Схема обвязки устья скважины №3

Схема применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м 3 / м 3

3.3.1. Данная схема является комбинированной, предусматривающей работу по подъему и спуску НКТ и бурильных труб по схеме №2.

Перед началом геофизических работ скважина должна быть оборудована по схеме №3, после чего производится проверка на герметичность монтажа с составлением акта. После окончания геофизических работ оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием должно быть приведено в соответствие со схемой №2.

3.3.2. Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два

превентора. Нижний превентор оборудуется глухими плашками, верхний превентор — плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб. Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением.

Монтаж ПВО.

4.1 Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.

4.2 При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.

4.3. При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.

4.4. При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.

4.5. Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.

4.6. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.

4.7. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.

4.8. После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.

4.9. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.

4.10. Результаты опрессовки оформляются актом.

Эксплуатация

5.1. Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.

5.2. Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

5.3. При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.

5.4. После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии с п. 4.8 настоящей инструкции.

5.5. Периодичность проверки плашечных превенторов :

— гидравлическая опрессовка — через каждые 6 месяцев

— дефектоскопия — один раз в год.

Запрещается:

Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.

Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.

Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

Источник