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.

Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при ремонте скважин.

"Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" требуют, чтобы при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин с возможным газонефтеводопроявлением устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией и согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

На тех скважинах, где исключена возможность газонефтеводопроявления (месторождения на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления с незначительным газовым фактором) производство ремонтных работ разрешается без монтажа превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом, с задвижкой и патрубком или другие варианты) должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и противофонтанной службой.

С точки зрения возможности возникновения ГНВП и сложности их ликвидации, все скважины нефтегазодобывающих регионов, при проведении в них капитального или текущего ремонтов, условно делятся на четыре группы исходя из дебита и пластового давления:

1 группа - фонтанные нефтяные с дебитом более 100 т/сут и избыточным давлением на устье, при закрытой скважине, свыше 100 кгс/см2 и все газовые скважины с пластовым давлением равным или больше гидростатического.

---

2 группа - фонтанные и глубинно-насосные нефтяные скважины с дебитом менее 100т/сут и избыточным давлением на устье, при закрытой скважине, менее 100 кгс/см2, и все газовые скважины с пластовым давлением ниже гидростатического.

3 группа – глубинно - насосные нефтяные скважины с дебитом до 25 т/сут и пластовым давлением равным гидростатическому или составляющем не менее 60% его величины, а так же водонагнетательные скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

4 группа - все остальные нефтяные скважины.

В зависимости от группы скважины по категориям возникновения ГНВП для практически любого нефтегазового региона используются следующие типовые схемы обвязки устья ОП.

1 группа (Схема № 1 рис .25 .):

два превентора (верхний с трубными плашками, нижний с глухими), на боковых отводах крестовины устанавливаются прямоточные задвижки с гидравлическим управлением, а на отводе в жёлоб регулируемый дроссель.

2 группа (Схема № 2 рис .26 .):

один превентор с трубными плашками, на боковых отводах прямоточные задвижки. Вместо дросселя на отводе в желоб возможна установка штуцерной камеры.

Для обеих групп длина манифольда рабочего и аварийного сбросов должна составлять:

а)для нефтяных скважин, с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м;

б)для нефтяных скважин, с газовым фактором более 200 м3/т и газовых скважин - не менее 100 м.

3 группа (Схема № 3 рис.27 .):

безпревенторная схема обвязки (аварийная планшайба), на боковых отводах прямоточные задвижки и штуцерные камеры. Длина отводов не менее 10 м.

При ремонте скважин четвёртой группы монтаж противовыбросового оборудования не предусматривается, а ремонт производится на существующей обвязке устья, без установок задвижек с отводами для глушения.

При зарезке второго ствола, независимо от группы скважин по категории возникновения ГНВП, пользуется следующая типовая схема обвязки устья ОП (Схема № 4 рис. 28):

два превентора (верхний с трубными плашками, нижний - с глухими), на боковых отводах крестовины -станавливаются прямоточные задвижки с гидравлическим управлением, в манифольде два регулируемых дросселя, один из отводов направляется через сепаратор в желобную систему. Длина сбросных линий не менее 30 м для нефтяных скважин и не менее 100м для газовых и нефтяных с газовым фактором более 200 м3/т.

---

Рис.25.



Рис.26.

 Рис.27.

При проведении щелевой гидромеханической перфорации схема обвязки (2 + 4 группа) устья скважины предусматривает монтаж одного превентора плашечного трубного, устьевого герметизатора «ЦИССОН» на отводах крестовины задвижки и регулируемый дроссель или штуцерную камеру.

Типовые схемы разрабатываются и утверждаются главным инженером предприятия

Рис .28.

производителя работ и согласовываются с "Заказчиком", территориальным органом Госгортехнадзора России и противофонтанной частью. На скважинах 1 и 2 группы, а так же при зарезке второго ствола, кроме типовой схемы, необходимо иметь фактическую схему обвязки устья и монтажа ОП с указанием на ней габаритных и присоединительных размеров (рис. .).

Фактическая схема утверждается главным инженером (техническим руководителем) предприятия и согласовывается с командиром военизированного отряда.

На смонтированное ОП составляется ведомость, которая содержит:

паспорта на противовыбросовую установку (ОП);

данные об обсадной колонне, колонном фланце, крестовине;

сведения о манифольде (обвязке);

-акт опрессовки ОП на стенде;

-акт опрессовки ОП совместно с колонной и манифольдом;

-акт опрессовки сбросовых линий ОП;

-акт на заправку гидроаккумулятора азотом;

-акт опрессовки обратных клапанов (шаровых кранов) на стенде;

-сертификат на масло в гидросистеме управления ОП;

-сертификат на шпильки крепления фланцевых соединений ОП до последнего фланца блока задвижек манифольда;

-акт о заполнении гидросистемы управления ОП незамерзающей жидкостью (при отрицательных температурах) 50 гр, на литр масла.

Назначение, устройство и принцип действия универсального превентора (ПУГ), плашечного превентора (ППГ).

Превенторы универсальные гидроуправляемые (ПУГ)

Превенторы универсальные предназначены для герметизации устья скважины при ГНВП и открытых фонтанов, при строительстве и ремонте скважин. При этом герметизация устья скважины возможна на любой части бурильной колонны (гладкая часть, замковые соединения, УБТ, квадрат и др.), обсадных или насосно-компрессорных труб, а также при отсутствии инструмента в скважине. Кроме того, превентор позволяет расхаживать, проворачивать (на гладкой части трубы) и протаскивать трубы (бурильные)с замковыми соединениями (при наличии на них фасок под углом 18 град.).

---

Конструкция превентора универсального гидроуправляемого с кольцевым уплотнительным элементом представлена на рисунке.

Превентор состоит из корпуса 3 с присоединительным фланцем в нижней части, с условным диаметром Ду = 230 мм и крупной ленточной прямоугольной резьбой 4 в верхней части. В корпус вворачивается крышка 2 с канавкой под уплотнительное кольцо и глухими отверстиями с резьбой под шпильки (крышка от выкручивания фиксируется стопорным болтом). Внутри корпуса размещается ступенчатый плунжер 7, с конической поверхностью в верхней части, которая входит в контакт с уплотнительнымэлементом 1.



Уплотнительный элемент выполнен в виде стальных сегментов сложного таврового профиля армированных резиной. Уплотнительный элемент удерживается монтажной втулкой 8, в нижней части которой имеются циркуляционные отверстия. В корпусе превентора имеются два отверстия со штуцерами. Верхний штуцер 5 связан с камерой открытия "Б", а нижний штуцер связан с камерой закрытия "А". Для северных районов превентор универсальный поставляется в варианте с полостью для обогрева в нижней части корпуса. При СПО, бурении, промывке или других технологических операциях в скважине превентор универсальный находится в открытом положении. В это время, плунжер находится в нижнем положении, так как в камере открытия находится маслопод давлением равным давлению гидросистемы.

В случаи необходимости закрытия превентора, масло подаётся в камеру закрытия. Плунжер

Рис.29. перемещается вверх и своей конической поверхностью, "набегая" на резиновый уплотнительный элемент, обжимает егои вытесняет к оси превентора. В свою очередь уплотнительный элемент обжимает колонну труб на любой её части и герметизирует затрубное пространство или полностью перекрывает сечение скважины при отсутствии инструмента.

С ростом давления на устье скважины плунжеру передаётся дополнительное запорное усилие с появлением эффекта самоуплотнения (в экспериментальных условиях после сбрасывания давления в камере закрытия до "0", при давлении в "скважине"Рскв = 15 МПа, превентор оставался в закрытом положении).

При подаче масла в камеру открытия плунжер перемещается вниз, вытесняя масло из камеры закрытия в масляный бак. За счёт упругих сил резины уплотнительный элемент возвращается в исходное состояние, освобождая сечение скважины.

---

При закрытии превентора возникают большие контактные напряжения, поэтому при расхаживании или проворачивания колонны труб рекомендуют снизить давление в камере закрытия до появления незначительных пропусков (4 л/мин) и вновь поднять давление до их прекращения.

После проведения работ по расхаживанию инструмента рекомендуют вновь поднять давление в камере закрытия превентора до рабочего давления в гидросистеме.

Перед монтажом превентора на устье скважины его необходимо опрессовать на стенде в условиях мастерской на рабочее давление с составлением Акта опрессовки, а после монтажа превентор опрессовывается совместно с остальным противовыбросовым оборудованием на давление опрессовки технической колонны (эксплуатационной колонны).

Проверка работоспособности кольцевого превентора сводится к проверке на герметичность резинового уплотнителя. Эта операция проводится в следующей последовательности:

-снижается уровень раствора в скважине ниже крестовины (например: путём подъёма 1 - 2 свечи);

-превентор закрывается на гладкой части трубы;

-сверху в надпревенторную катушку или до уровня отвода в желобную систему заливается техническая (питьевая) вода;

-в течение 15 мин. наблюдают за уровнем жидкости (падения не должно быть);

-затем под уплотнитель (через отвод крестовины) подаётся сжатый воздух под давлением 6 – 8 Атм.;

-наблюдают за зеркалом жидкости (пузырьков не должно быть).

Частота проверок работоспособности кольцевого превентора устанавливается самим предприятием и колеблется в разных регионах России от 1 раза в неделю до 1 раза в месяц. При этом рекомендуется, на некоторых предприятиях, давление в камере закрытия превентора при проверках снижать до 5,0 МПа.

Рис.30.

Сферический превентор состоит из уплотнителя 1 ( рис. ). Во внутренней полости корпуса размещается поршень 9, который своим верхним торцом входит контакт со сферическим уплотнительным элементом. К корпусу с помощью шпилек крепится крышка 2.Между корпусом и крышкой устанавливается направляющее кольцо 8 (планшайба) Герметичность соединений обеспечивается уплотнительными манжетами 6 и 10. В верхней части крышки имеются глухие отверстия с резьбой под шпильки, канавка под уплотнительное кольцо и проточка, в которую устанавливают сменное кольцо - центратор, фиксируемое

штифтами. В корпусе имеются два отверстия со штуцерами: нижнее отверстие "В", связанное с камерой закрытия, верхнее "А'. связанное с камерой открытия. При подаче давления в камеру закрытия поршень 9 перемещается вверх и своей торцевойповерхностью давит на сферический элемент 1. Металлические вставки (сегменты), скользя вверх по сферической поверхности крышки, отжимают резину уплотнительного элемента к оси скважины, которая в свою очередь обжимает гладкую часть бурильной трубы (или любой другой инструмент, находящийся в скважине), т.е. герметизирует устье скважины. С ростом давления на устье скважины эффект самоуплотнения увеличивается. Положение

---

Смотрите также файлы

• В одном из своих произведений А. Г. Алексин поднимает проблему любви и уважения к родителям.docx

• Кнтізбелі таырыпты жоспар iтосан 5сынып 20212022 оу жылы.docx

• Причины, порождающие потребность в организационном проектировании российских компаний.docx

• По имеющимся данным составить баланс организации.docx

• Пн вт.docx