Меню

Типовые схемы ПВО по ГОСТ 13862 90

Типовые схемы ПВО по ГОСТ. 13862-90.

Согласно ГОСТ-13862-90 у станавливаются 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.

· 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»)

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=73mm с патрубком.

9. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.

  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.

Задвижки № 1, 2, 3, 4 – закрыты.

Обозначения ксхеме 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

П/Б при расконсервации скважин

Все работы при расконсервации скважин должны проводиться в соответствии со следующими требованиями:

1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

2. Правилами ремонтных работ в скважинах.

3. Настоящей инструкцией, разработанной управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности, утвержденной Ростехнадзора Росси и введенной в действие с 1-го июня 2000 г.

4. Планом работы, разработанной владельцем по расконсервации скважины на основании вышеуказанных документов и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.

5. Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:

· устанавливают штурвалы на задвижки устьевой арматуры;

· разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;

· снимают заглушки с фланцев задвижек;

· подвергают устьевую арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующую условиям эксплуатации;

· промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после комплектации устья соответствующим оборудованием производят её освоение и ввод в эксплуатацию

· при наличии в скважине цементного моста, его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают требуемое подземное оборудование или НКТ и после оборудования устья, скважину осваивают.

Дополнительные требования к консервации скважин с содержанием сероводорода Н2S:

1. Скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором.

2. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 150 м.инструмент должен быть приподнят над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечен из скважины

3. На металлической табличке дополнительно наносится надпись – «Опасно сероводород».

· Консервация скважины считается завершенной после подписания акта о консервации владельцем и территориальным органом Ростехнадзора.

· Продление срока консервации скважины осуществляется владельцем и согласованным территориальным органом Ростехнадзора.

· Досрочнаярасконсервация скважины осуществляется владельцем и согласовывается с территориальным органом Ростехнадзора.

Источник

Выбор противовыбросового оборудования (ПВО)

Выбор и обоснование ПВО

Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующего условия:

где Р прв. – рабочее давление превенторов, МПа ;

(Р у) max— максимально ожидаемое давление на устье скважины при газонефтеводопроявлении, МПа.

Величина максимального устьевого давления (Р у) max рассчитывается по формуле:

где Р пл— пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа ;

r- плотность флюида, кг/м 3 (r=831 кг/м 3 см. табл. 1.2.6.);

g- ускорение свободного падения, м/с 2 ;

Н- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м (Н=2980).

(Р у) max =25,91 — 831× 9,81× 2980× 10 -6 = 4,96 МПа.

Ожидаемое давление на устье проектной скважины не превышает 35 МПа, тогда на устье скважины предусматривается установка комплекта ПВО марки ОП-230/80*35. В комплект этого оборудования входят 2 плашечных превентора, 1 универсальный превентор и крестовина. Схема расположения ПВО на устье скважины приведена на рисунке 2.1.7.1. ОП 5 — 280/80×35 (280-диаметр проходного отверстия, мм; 80-диаметр проходного отверстия манифольда, мм; 35-рабочее давление, МПа). В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины малогабаритной превенторной установкой типа ППР 180´21. Монтаж противовыбросового оборудования следует осуществлять согласно типовой схеме, выполненной в соответствии с ГОСТ 13862. Типовая схема должна разрабатываться буровым подрядчиком, согласовываться с заказчиком, территориальными органами Ростехнадзора, ВЧ ООО «Газобезопасность» и утверждаться техническим руководителем подрядчика. Схемы необходимо пересматривать один раз в три года и в случае технологических и конструкторских изменений согласовывать и утверждать в установленном порядке.

Выбор буровой установки

Таблица 2.8.1 — характеристика буровой установки.

Глубина скважи-ны, м Макси-мальная масса обсадной колонны, т Макси-мальная масса бурильной колонны, т Коэф-фициент (п.2.5.6.ПБ 08-624-03) Допустимая нагрузка на крюке, т Тип буровой установ-ки Грузо-подъем-ность буровой установки, т
117,8 0,9 БУ Уралмаш-3Д
75,4 0,6
Читайте также:  Какие проблемы решает учет рабочего времени

В соответствие с п. 2.2.6.16. [1] тип и размеры фундаментов определяется с учетом фактических действующих нагрузок на грунт основания, допустимой удельной нагрузки на грунт и коэффициента запаса прочности для грунта, используемого для устройства основания.

Расчет фундаментов под комплектное буровое оборудование сводится к определению фактических действующих нагрузок на грунт основания, создаваемых в процессе строительства скважин.

В соответствии с паспортными характеристиками, техническими условиями на монтаж и схемой расположения оборудования наибольшее давление на грунт основания создает вышечно-лебедочный блок.

При расчете давления на грунт основания, кроме веса оборудования, учтены дополнительные нагрузки от веса обсадной колонны при проектной глубине скважины и веса бурового раствора для долива. Принято, что общая масса вышечно-лебедочного блока и дополнительная нагрузка равномерно распределены на фундамент площадью 100 м 2 .

Источник

Противовыбросовое оборудование

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 плашечныймалогабаритный 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

Рекомендуемые файлы

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

5. Привод плашек превентора ручной

6. Количество оборотов каждого штурвала

для закрытия 14-15 об.

7. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;

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 :

· 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.

2. Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.

3. 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.

4. Консоль от последней опоры не более 1м.

5. 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.

6. Выкид. линии не должны пересекать подъездные пути .

7. Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны

8. На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.

9. После монтажа манифольд до концевых задвижек вместе с ПВО опрессуется водой на давление опрессовки тех. колонны .

10. 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;

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).

· 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

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.

Читайте также:  Оборудование и принципы оснащения зуботехнической лаборатории

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.

· 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:

Источник



Монтаж ПВО

Монтаж ПВО

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.

  • В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.
  • К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.
  • Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.
  • Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.
  • Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.
  • При температуре воздуха ниже –10оС превентора должны быть обеспечены обогревом.
  • 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
  • Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.
  • Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.
  • Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.
  • Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.
  • Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
  • Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедится в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
  • 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.

Монтаж ПВО

  • -демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.
  • 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.
  • При выборе схемы 2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны.
  • 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.
  • Результаты опрессовки оформляются актом.

Эксплуатация ПВО

  • Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.
  • 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.
  • При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.
  • 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 на давление указанное в плане работ, но не ниже 30 кг/см2.
  • Периодичность проверки плашечных превенторов :
  • гидравлическая опрессовка — через каждые 6 месяцев
  • дефектоскопия — один раз в год.
  • Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.
  • Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;
  • Обогревать элементы превентора открытым огнем.
  • Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

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.

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.

Читайте также:  Профессиональные тестомесы для общепита промышленные тестомесильные машины для пекарни

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