Схемы обвязки устья скважины
Схема обвязки устья скважин №1
— 
Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.
— 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).
— 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.
— При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.
Схема обвязки устья скважины №2
— Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.
— Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.
— 
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.
— 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).
— Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.
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
— 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.
— 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.
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Источник
Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при ремонте скважин
«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» М. 2003 г. 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 Краснодарского нефтегазодобывающего региона, 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 /см 2 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 /см 2 , 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 Краснодарского нефтегазового региона используются следующие типовые схемы обвязки устья ОП (см. Приложения 2):
1 группа (Схема № 1):
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):
один превентор с трубными плашками, на боковых отводах прямоточные задвижки. Вместо дросселя на отводе в жёлоб возможна установка штуцерной камеры.
Для обеих групп длина манифольда рабочего и аварийного сбросов должна составлять:
а) для нефтяных скважин, с газовым фактором менее 200 м 3 /т – не менее 30 м;
б) для нефтяных скважин, с газовым фактором более 200 м 3 /т и газовых скважин – не менее 100 м.
3 группа (Схема № 3):
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, используется следующая типовая схема обвязки устья ОП (Схема № 4):
два превентора (верхний с трубными плашками, нижний – с глухими), на боковых отводах крестовины устанавливаются прямоточные задвижки с гидравлическим управлением, в манифольде два регулируемых дросселя, один из отводов направляется через сепаратор в желобную систему. Длина сбросовых линий не менее 30 м для нефтяных скважин и не менее 100м для газовых и нефтяных с газовым фактором более 200 м 3 /т.
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 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.
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.
Источник
Схемы обвязки устья скважины при ТКРС
1. Схема 156.021 ПМ2 обвязки устья противовыбросовым оборудованием при текущем, капитальном ремонте, опробовании (испытании) скважин.
2. Схема 062.021 ПШ/ФА обвязки устья противовыбросовым оборудованием при текущем и капитальном ремонте, опробовании (испытании) скважин при СПО штанг.
3. Схема 062.021 СВАБ обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при вызове притока из пласта методом свабирования.
4. Схема 065.021 УЛГ/ФА обвязки устья противовыбросовым оборудованием при проведении геофизических работ на скважинах находящихся в эксплуатации.
Состав: Технологическая схема 
Софт: КОМПАС-3D 15.2
Автор: Андрей
Дата: 2020-04-04
Просмотры: 469
2 
Добавить в избранное
Еще чертежи и проекты по этой теме:
Софт: КОМПАС-3D 15.2
Состав: Схема обвязки устья скважины при производстве прострелочно-взрывных работ по технологии Plug&Perf
Софт: КОМПАС-3D 15.2
Состав: Технологическая схема
Софт: КОМПАС-3D 15.2
Состав: Технологическая схема
Софт: КОМПАС-3D 15.2
Состав: Технологическая схема
Софт: КОМПАС-3D V15
Состав: Технологическая схема
Автор: Андрей
Дата: 2020-04-04
Просмотры: 469
2 Добавить в избранное
НЕТ КОММЕНТАРИЕВ
Пожалуйста, войдите, чтобы добавить комментарии.
Источник
Схемы обвязки устья скважины
Схема обвязки устья скважин №1
— Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.
— 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).
— 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.
— При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.
Схема обвязки устья скважины №2
— Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.
— Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.
— 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.
— 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).
— Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.
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
— 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.
— 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.
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.
V. Эксплуатация
· 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/см 2 .
· 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.
Папиллярные узоры пальцев рук — маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.
Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).
Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.
Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.
Источник