Yoga-mgn.ru

Строительный журнал
6 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Схемы устьевых арматур добывающих (нагнетательных) скважин

Схемы устьевых арматур добывающих (нагнетательных) скважин

Устьевые арматуры делятся по назначению скважин: — добывающие. – нагнетательные. – пьезометрические.

По способу эксплуатации: — для фонтанных скважин. — для ЭЦН. — для ШГН.

Арматура предназначена для оборудования устья наземных нефтяных и газовых скважин с целью герметизации устья, его обвязки, регулирования режима эксплуатации скважин, установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций.

Чем больше трубных колонн, тем выше арматура. В зависимости от назначения арматуры на ней должны быть установлены манометры (на буферное, линейное, затрубное давление); лубрикатор; перепускной клапан на отводе; штуцер и др. Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным, дистанционным и автоматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели).

Трубная головка предназначена для подвески рядов НКТ, их герметизации, а также при выполнении операций по освоении, эксплуатации и ремонте. Колонны труб подвешиваются на резьбе и на муфтовой подвеске. Елка предназначена для направления продукции скв. В выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, установки спец. Устройств при спуске приборов или скребков для очистки труб, замера давления и температур среды. В качестве запорных устройств применяются проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Устьевая арматура нагнетательных скважин рассчитана на большие давления. Там задвижки: дисковые, шиберные для постепенного прекращения течения, для ликвидации гидравлических ударов.

Трубная головка предназначена для закрепления на ней колонны НКТ, герметизации пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для подачи через её боковое отверстие в кольцевое пространство между трубами воды, газа, нефти или воздуха при возбуждении фонтана.Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки и представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами, установленой на ней переходной катушкой, (в которой закрепляется на резьбе колонна НКТ). Фонтанная ёлка – верхняя часть фонтанной арматуры – устанавливается на трубную головку. Ёлка предназначена для контроля и регулирования работы фонтанной скважины, для направления фонтанной струи по тому или иному выкиду в газосепаратор, а при необходимости и для закрытия фонтана. Первый левый боковой отвод предназначен для замера затрубного давления (забыл нарисовать манометр).Первый правый отвод нужен например при закачке жидкости в затрубное пространство при пуске скважины (подкачка или прокачка). Так же на этот отвод устанавливается обратный клапан с целью предотвратить возвращение жидкости в пласт под действием гидростатических сил. На катушку 2 крепятся НКТ (в трубной головке). Выше идет крестовина 6 с двумя боковыми отводами, которые называются выкидами. Один выкид всегда рабочий, а другой запасной.Возможна установка двух подряд идущих задвижек – это делается для «страховки». После задвижек на выкиде идет так называемая струя. В самом верху находится буфер (там тоже есть манометр )где можно замерить устьевое (буферное давление) Фонтанные ёлки бывают тройникового и крестового типа и применяются для определенных эксплуатационных условий. Важным элементом фонтанной ёлки является штуцерная колодка, установленная на выкидных линиях и предназначенных для установки в них штуцеров, с помощью которых регулируется режим работы скважины.

Устьевая арматура для фонтанной скважины и скважины, оборудованной УЭЦН

Классификация фонтанной арматуры

Классификация фонтанной арматуры

Базовым типом арматуры для использования на добывающих скважинахявляется фонтанная арматура. Она используется на всех газовых скважинахи нефтяных скважинах, на которых ведется добыча фонтанным илигазлифтным способом. При эксплуатации насосных скважин используютсямодификации фонтанной арматуры – штангонансосная и электронасосная арматура. Она конструируется по схожему принципу, с некоторымимодификациями и упрощениями.

Фонтанирование нефтяных скважин обычно происходит в началеразработки месторождений, когда запас пластовой энергии велик идавление на забое скважины достаточно большое, чтобы поднять жидкостьдо устья скважины. Устьевые давления на скважинах газовых игазоконденсатных месторождений сравнительно высокие в течениедлительного периода разработки месторождений, поэтому могутразрабатываться фонтанным способом даже до забрасыванияместорождения.

Типы фонтанных арматур

Устьевое оборудование нефтяных и газовых скважин делится на подземноеи наземное оборудование. К подземному оборудованию относится обвязка обсадных колонн. Наземное оборудование состоит из устьевой арматуры,крепящейся к обвязке колонн, а точнее – к колонной головке, и манифольда.

Фонтанная арматура устанавливается на скважины двух типов: добывающиие ( применяется фонтанная арматура нефтяных скважин) и нагнетательные ( применяется арматура устьевая нагнетательная). В добывающих скважинах производится отбор пластового флюида – нефти или газа. Нагнетательные скважины используются длязакачивания воды, газа, теплоносителей и воздушных смесей впродуктивный пласт, обеспечивая таким образом замещение пластового флюида в коллекторе и поддержание пластового давления.

Основные требования, предъявляемые к фонтанной арматуре нефтяных и газовых скважин устьевой нагнетательной арматуре и ее запорнымэлементам, закреплены в гостах:ГОСТ 13846-89 « Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы,основные параметры и технические требования к конструкции»,ГОСТ 28996-91 « Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины иопределения»,ГОСТ Р 51365-99 « Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое.Общие технические условия».

Строение фонтанной арматуры

Строение фонтанной арматуры определяется требованиями технических условий и чертежей, выпущенных на заводе.

Ссылка в чертежах деталей и сборочных единиц на ТУ изготовителя обязательна. При наличии в чертежах деталей и сборочных единиц ссылки на ТУ, технические требования к гидростатическим испытаниям, испытаниям на воздействие статической механической нагрузки, методика их проведения, время выдержки и допуски на время выдержки, допуски на давления испытаний, допуски на усилия нагружения допускается не указывать. Конструкторская документация разрабатывается в соответствии с требованиями ЕСКД, государственных стандартов, государственных стандартов Российской Федерации, API 6А и другой нормативно-технической документации, на которые имеются ссылки в техническом задании или договоре ( контракте) на поставку оборудования.

В чертежах деталей и сборочных единиц, на которые распространяются требования раздела 7 API 6А, указываются непосредственно из таблиц:

— механические свойства, химический состав материала ( при необходимости);

— требования по маркированию и клеймению.

Оборудование прочное при пробном давлении и герметичное относительно окружающей среды, а также между полостями обвязываемых обсадных колонн и скважинных трубопроводов при рабочем давлении. Величина указанных давлений соответствует ГОСТ 13846-89 и рекомендациям API 6А.Присоединительные размеры фланцев соответствуют API 6А или ГОСТ 28919-91.Оборудование относится к изделиям конкретного назначения, длительного непрерывного применения, восстанавливаемым после отказа, стареющим и ремонтируемым обезличенным способом. Оборудование обслуживается периодически одним оператором и контролируется перед применениемСредний срок службы – не менее 15 лет.Средняя наработка на отказ, час ( циклов) — 8700 (210 ).

Читать еще:  Саморезы для металлочерепицы: тонкости выбора и правила монтажа

Средняя наработка оборудования на отказ определяется средней наработкой на отказ запорно-регулирующей арматуры по результатам как стендовых, так и эксплуатационных испытаний. Отказом оборудования считают:

— потерю герметичности в запорных устройствах;- недросселирование потока рабочей среды иглой штуцера углового при функционировании рукояткой;

— потерю герметичности разъемных соединений, не устраняемую подтягиванием;

— выход из строя составных частей оборудования, что требует их замену или капитальный ремонт.

Производители фонтанной арматуры

Фонтанная и устьенвая арматура – комплексное изделие, требующее подтверждения качества, поскольку из-за плохой герметизации устья скважины может произойти утечка нефти и газа, что влечет за собой угрозу человеческой жизни и экологический урон. Нефтегазовые компании строго подходят к процессу закупки устьевой арматуры, предпочитая работать напрямую с производителями, а не с посредниками и комплектовщиками.

Среди мировых производителей фонтанной арматуры известны следующие заводы, заслужившие доверие потребителя:

Нагнетательные нефтяные скважины

Нагнетательная нефтяная скважина – специализированная скважина, предназначенная для выполнения функции закачки любого рода газа, жидкости, воздуха или теплоносителя в продуктивный для поддержки производительности пластов. Ключевая задача подобного типа скважин – это замена коллекторного флюида. Исследование нагнетательных скважин позволило активно использовать их в нефтедобывающей промышленности.

Что такое нефтяная нагнетательная скважина?

Устройство нагнетательной скважины для добычи нефти разработано таким образом, чтобы нагнетать воду или газ в:

  • газовую шапку, то есть законтурные области залежей нефти посредством использования методологий поддержания нужного уровня давления;
  • по всей площади месторождения. Обычно этому способу отдают предпочтение при вторичных методах нефтедобычи.

Эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется в большей степени при разработке нефтяных месторождений, в меньшей – нефтегазовых и газоконденсатных.

Исследования нагнетательных нефтяных скважин показали их выгодные стороны относительно других типов скважин:

  • возможность поддержания нужного уровня пластового давления;
  • возможность регулировать и самостоятельно задавать темп отбора полезных ископаемых;
  • подача рабочих агентов в пласты нефтяных месторождений, что позволяет более качественно и полно вытеснять нефть, а также обеспечивающих внутрипластовое горение.

Нагнетательные скважины нашли свое применение не только в сфере нефтедобычи, но и в сегменте хранения полезных ископаемых, а также осушении обводненных месторождений. Конструкция нагнетательной скважины нефтяной подбирается исходя из предназначения, задач, которые ставятся перед оборудованием, прогнозируемой глубины и прочих технических параметров.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

Конструкция нагнетательных скважин, как уже упоминалось ранее, напрямую зависит от характера работ оборудования и характера месторождения.

В зависимости от характеристик горных пород определяется необходимое оборудование нагнетательных скважин:

  • в случае, если горные породы, где производится добыча полезных ископаемых, устойчивы, забой остается не обсаженным;
  • в случае, если горные породы неустойчивы осуществляют спуск обсадной колонны в зону забоя. При этом необходимо перфорировать призабойную область.

Схема нагнетательной скважины для добычи нефти, также, как и любая другая, предусматривает наличие устья. В данном случае оно оборудуется с помощью манометров и задвижек, а в глубокую область при этом помещают специализированные насосно-компрессорные трубы. Трубы размещают до уровня кровли поглощающего пласта.

Оборудование нагнетательных скважин также обязано обеспечивать герметичность. Для того, чтобы уровень герметичности был допустимым, требуется процементировать пространство за колоннами на всем протяжении ствола нефтяной скважины от устья до забоя. В случае, если почва и горне породы особенно неустойчивы, рекомендуется дополнительно использовать пакеры. Схемы оборудования нагнетательных скважин предусматривают наличие перегородок, манометров и компрессоров.

Приемистость нагнетательной скважины: основной технический параметр

При работе с представленном типом скважин необходимо учитывать такой технический параметр, как приемистость нагнетательной скважины. Этак характеристика демонстрирует возможности закачки рабочего агента в пласт месторождения. Специалисты определяют эту величину как объем смеси, который закачивается в пласт за определенную временную единицу.

Приемистость нефтяной скважины будет напрямую зависеть от таких характеристик:

  • репрессия, которая получается в результате разницы между пластовым и забойным давлением. Репрессия создается на уровне забоя;
  • уровня качества процесса вскрытия нефтяного пласта при разработке месторождений;
  • проницаемости и мощности.

Как утверждают специалисты, для проведения технологических расчетов в учет берется коэффициент приемистости. Его рассчитывают, как отношение количества агента, который закачивается пласт в установленную единицу времени к репрессии, которая создается на заборе в момент закачки. Важно понимать, что степень расхода агента рассчитывается на поверхности.

Способы освоения нефтяных источников при использовании нагнетательных скважин

Процедура освоения нефтяных источников реализуется двумя методиками в зависимости от степени сложности:

  • одна из конструкций предназначена для того, чтобы нагнетать воду;
  • вторая конструкция необходима для того, чтобы работать с нефтью (актуально в том случае, если в процедуре нагнетания участвует внутриконтурная скважинная конструкция.

Освоение осуществляется посредством одного ряда, то есть одну из шахт применяют для воды, а вторую для нефти. Наибольшее количество полезного ископаемого при заборе реализуется до момента возникновения пресного источника в ресурсе. Обычно он попадает в соседние шахты для жидкости. Согласно правилам работы с оборудованием, есть возможность группирования в пласте с большим количеством нефти накопление воды линейного типа. Это позволяет вытеснить нефтяной ресурс в используемые скважины.

Нагнетательные источники квалифицируются по уровню сложности освоения, которых, в свою очередь, три – шахты на песчаных почвах, шахты на суглинистых почвах с низкими показателями поглощения жидкости, шахты на комбинированных почвах (где в составе песка и глины приблизительно равные части).

принципиальная электрическая схема лобзика

Скачать схема устьевого оборудования нагнетательной скважины doc

Арматура нагнетательная ЛИК-1 с обвязкой скважины – оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого учитываются состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания; – нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться скважиною НКТ и, при необходимости, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

Для оборудования устья нагнетательных схем применяют арматуру типа АНК*21 и АНК*В качестве устьевого устройства в арматуре на стволе и боковых отводах используют задвижку с однопластинчатым шибером 3МС1 с уплотнением «металл по металлу» и нагнетательной подачей смазки ЛЗ 1. Нагнетательные скважины со слабопроницаемыми коллекторами, как правило, не участвуют в процессе разработки.

Основные схемы обвязки оборудованья нефтяной скважины. нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими схему и изоляцию устьевой колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

Читать еще:  Особенности забора из сварной оцинкованной сетки

оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания; 2. 1)Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей оборудованье (рис).

Оборудование Нагнетательных Скважин. ⇐ Предыдущая 13 14 15 16 20 21 22 Следующая ⇒. Устьевая арматура, предназначена для подачи и регулировки объема воды в скважину, проведения различных технологических операций: промывок, освоения, обработок и т.д.

Арматура состоит (рисунок 32) из колонного фланца 1, устанавливаемого на o6caдную колонну, крестовины 2, применяемой для сообщения с затрубным пространством, катушки 3, на которой подвешиваются НКТ, тройника 4 для подачи нагнетаемой жидкости в скважину.

1-колонный фланец; 2-крестовина; 3-катушка; 4-тройник. Рисунок Устьевая арматура. Рабо. Нагнетательная скважина выполняет функции закачки любого рода жидкости, газа, теплоносителя, воздуха в продуктивный ресурс для поддержки производительности этих пластов. Задача нагнетательной скважины состоит в замене коллекторного флюида. Где используется? Скважина нагнетательного типа незаменима в добывающем нефть процессе, газоконденсатных проектах с целью добычи ценных земляных пород. Подавая в нефтяное содержание рабочую структуру, можно добиться процесса замещения и выталкивания нефти, которая обеспечивает процесс горения внутри пласта.

Подобные скважины обеспечивают сохранность газового. Схемы устьевых арматур добывающих (нагнетательных) скважин. Главная страница. Библиотека. Арматура предназначена для оборудования устья наземных нефтяных и газовых скважин с целью герметизации устья, его обвязки, регулирования режима эксплуатации скважин, установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций.

Чем больше трубных колонн, тем выше арматура. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: ГК — головка колонная; ГТ — головка трубная; Е — елка; ФА- фонтанная арматура Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины.

Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной. Технические характеристики устьевой арматуры нагнетательных скважин. Показатели.

Арматура. Схема АНКх Рис. 5. Арматура нагнетательная ЛИК-1 с обвязкой скважины – оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого учитываются состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания; – нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

Нагнетательные скважины со слабопроницаемыми коллекторами, как правило, не участвуют в процессе разработки. Кроме того, наблюдаются потери давления вследствие большой протяженности водоводов (1,5 — 2,5 км). Увеличение же давления на самих КНС свыше 19,5 МПа нецелесообразно вследствие возникновения порывов [3]. Этот способ закачки воды в нагнетательные скважины включает подачу воды по трубопроводу через устьевую запорную арматуру на прием насоса ЭЦН, при этом закачку воды в пласт осуществляют при обеспечении необхо.

димого давления через обратный клапан по НКТ, а для защиты эксплуатационной колонны от перепадов давления используют пакер, установленный выше кровли пласта. На чертеже изображена схема трубной обвязки устьевой арматуры нагнетательной скважины, при устье нагнетательной скважины 3. В результате незначительной скорости пласта и подъема их на устье нагнетательной скважины, предотвратить замерзание воды в устьевой арматуре нагнетательной скважины и водоводе в приустьевой зоне нагнетательной скважины за счет сохранения подвижности воды и исключения протяженных застойных участков, увеличить продолжительность межремонтного периода работы наземного оборудования нагнетательных скважин и, как результат, экономить материальные затраты на поддержание пластового давления.

Схема оборудования нагнетательной скважины. Нагнетательная скважина является эксплуатационной скважиной. Они утверждаются в технологической схеме разработки месторождения и служат для нагнетания в пласт агента воздействия с целью поддержания пластового давления в залежи. Для оборудования устья нагнетательных скважин применяют арматуру типа АНК*21 и АНК*В качестве запорного устройства в арматуре на стволе и боковых отводах используют задвижку с однопластинчатым шибером 3МС1 с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки ЛЗ

конечный выключатель схема

Скачать схема устьевой арматуры скважины doc

Под описываемым видом арматуры понимают определенную часть устьевого оборудования газовых и нефтяных арматур. Фонтанная елка – часть арматуры. Узел из устьевой арматуры. 1 Фонтанная арматура – схема и общая информация. Устройство и конструкция устьевой фонтанной арматуры, описание и схема отдельных ее частей, особенности и видео применения арматуры на схемах.

Устьевая арматура — это элемент, без которого нефтедобывающая промышленность не сможет обойтись. Это приспособление используется для нескольких очень важных операций при добычи нефти. Существует также арматура фонтанного типа и та, которая используется для нагнетания. Устьевая арматура — это деталь, которая применяется при добычи нефти для того, чтобы осуществить обвязку нефтепровода, а также герметизацию этого участка.

Другими словами можно сказать, что наличие этих приспособлений является обязательным. Использование устройств. Устьевая арматура используется не только для работы с нефтепроводом. Устьевая арматура. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинным центробежным насосом, предназначено для отвода в манифольд продукции скважины, герметизации пространства между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрезмерном увеличении его давления.

Кроме того, оборудование должно давать возможность использовать приборы при исследовании скважины (замере давления на выкиде у насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, замере уровня жидкости в ней и т. д.).

Рис Схема оборудова. 1. Наземное устьевое оборудование добывающих скважин. Основные узлы фонтанной арматуры. Их назначение. Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ В соответствии с указанным стандартом установлено шесть типов схем фонтанной арматуры: четыре – тройниковые, две – крестовые (рисунок ).

Как видно из рисунков, фонтанная арматура крестовикового типа значительно ниже арматуры тройникового типа, в связи с чем более удобна в эксплуатации и менее металлоемка. Но она имеет существенный недостаток – при выходе из строя стволового крестовика приходится глушить скважину или перекрывать центральную задвижку.

Настоящий стандарт не распространяется на устьевую арматуру с параллельным подвешиванием НКТ, для добычи и нагнетания теплоносителя, а также на скважины с подводным расположением устья.

Читать еще:  Сварной метод соединения конструкций против болтового

Типовые схемы фонтанных елок по ГОСТ аналогичны ГОСТ Основное отличие нового стандарта в том, что в нем предусмотрена не одна, а две схемы трубных обвязок. Типовые схемы устьевых арматур должны составляться сочетанием типовых схем устьевых елок с трубными обвязками. Примеры типовых схем фонтанных арматур приведены на черт.4, нагнетательных арматур — на черт Черт Схемы фонтанных арматур.

1 — фонтанная елка (черт.1); 2 — трубная обвязка (черт.3). Черт Что это такое. Устройство. Устьевая арматура. Схема. Устьевое оборудование. Принципы правильного обустройства. Что это такое. Устье скважины – это место, где обсадная труба граничит с грунтом и часть ее видна на поверхности. Данный участок подлежит обязательной гидроизоляции. Вокруг ствола выкапывается небольшое углубление по всему радиусу.

Типы и схемы фонтанных арматур. Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Манифольды фонтанной арматуры. Устьевое оборудование, схемы фонтанных арматур.

Запорные устройства и манометры для фонтанных арматур. Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры. Устьевое оборудование нефтяных скважин. Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны.

Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются: 1) короткое направление (5 — 15 м), 2) к.

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Основное назначение оборудования устья нефтяных скважин и их кустов – обвязка колонн бурильных и обсадных труб, цель которой – контроль за уровнем жидкости в самих трубах и в затрубном пространстве, предупреждение случайных выбросов и предотвращение фонтанирования добываемой из пласта жидкости.

  • Основные требования к устьевому оборудованию
  • Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины
  • Упрощенная обвязочная схема
  • Схема обвязки нефтяной скважины при параметре ожидаемого давления ниже опрессовочного давления бурового шланга (меньше 15-ти мегапаскалей)

В состав устьевого оборудования входят противовыбросовые устройства и механизмы, обеспечивающие безопасное бурение, а также специальный комплект оборудования, обеспечивающий проведение работ по испытанию пластов.

В состав противовыбросового оборудования входят:

  • различные типы превенторов, которые могут быть плашечными, вращающимися и универсальными, которые оборудованы механизмами, обеспечивающими дистанционное и ручное управление;
  • трубопроводные обвязочные системы;
  • задвижки;
  • краны высокого давления.

Основные требования к устьевому оборудованию

Оборудование, используемое для обвязки устья нефтяной скважины (кустов скважин), должно давать возможность:

  • быстро и надежно герметизировать устье скважины или их кустов как при спущенном бурильном инструменте, так и при его отсутствии;
  • разряжать горную выработку в случаях повышения давления с помощью стравливания добываемого флюида (нефть или нефтяная эмульсия) посредством выкидных трубопроводов, работающих в условиях закрытых превенторов;
  • заменять газированную пластовую жидкость на промывочную (с заранее заданными параметрами) путем прямой и обратной циркуляции;
  • контролировать уровень давления в выработке в условиях закрытых превенторов;
  • отводить газ или пластовую жидкость от устья выработки на безопасное расстояние;
  • расхаживать и проворачивать инструмент в условиях герметизированного устья.

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Обвязка устья нефтяной скважины производится по приведенной ниже схеме. Эта схема и тип превентора должны отвечать требованиям, которые оговариваются техническим проектом и геолого-техническим нарядом, которые оформляются перед началом строительства скважин или их кустов.

Обвязка нефтяной скважины. Схема устья

  1. Превентор плашечного типа;
  2. Задвижка с гидроприводом;
  3. Крестовина устьевая;
  4. Манометр, оборудованный разрядным и запорным устройством, а также разделителем сред;
  5. Превентор кольцевой;
  6. Регулируемый дроссель с ручным приводом;
  7. Задвижка с ручным приводом;
  8. Потокогаситель;
  9. Вспомогательный пульт;
  10. Станция управления гидроприводом;
  11. Клапан обратный;
  12. Роторная установка;
  13. Трубы бурильные;
  14. Элеватор;
  15. Головка устьевая;
  16. Кран высокого давления.

Выкидные трубопроводы, отходящие от превенторов, должны быть направлены по прямой в противоположные стороны и оборудованы рабочей и резервной задвижкой, рассчитанной на высокое давление. Между ними ставится манометр, предельное значение давления в котором должно быть на 50 процентов выше ожидаемого.

Специальное контролирующее оборудование устья устанавливают на бурильную трубную колонну, для обеспечения контроля притока газа и жидкости и, в случае необходимости, для предотвращения выброса из трубы ствола газированной пластовой жидкости.

Устьевую головку, которая может быть как вертлюжного, так и неподвижного типа, либо цементировочную головку привинчивают к верхней бурильной трубе. Эта головка, при помощи подвижных шарнирных угольников подсоединяется к металлическому манифольду (с применением быстроразъемных соединений), Манифольд необходимо жестко закрепить с помощью опор к элементам буровой установки, чтобы исключить вибрацию трубопровода. Диаметр манифольда (выкидной линии) должен быть подобран в соответствии с диаметром ствола головки устья и с диаметром превенторного выкида.

Дополнительный трубопровод, идущий от устьевой крестовины, выводят из-под пола буровой установки. Он должен на конце иметь быстроразъемное соединение, которое в процессе бурения закрывают при помощи заглушки. Сама устьевая крестовина обвязывается задвижками, рассчитанными на высокое давление. Их назначение – перекрытие потока жидкости в дополнительную трубопроводную систему с целью отвода поступающей из пласта жидкости в специально приготовленную для этого ёмкость.

Длина отводного трубопровода должна быть:

Перед спуском в ствол испытателя пластов на трубах (ИПТ) необходимо провести опрессовку устьевой головки с манифольдом.

Для этого используется цементировочный агрегат, рассчитанный на полуторное по сравнению с ожидаемым пластовым давление. По окончании опрессовки гибкого манифольда, на боковых превенторных отводах необходимо закрыть задвижки, а кран устьевой головки и кран блока контрольных задвижек, предназначенных для мониторинга притока пластовой жидкости с помощью выхода воздуха из опущенного под воду в специальную емкость шланга, необходимо открыть.

Упрощенная обвязочная схема

Допустимо проведение испытания пласта, если устьевая головка установлена по упрощенной обвязочной схеме (см. далее), выше на четыре – пять метров, чем уровень стола ротора.

В таком случае перед началом проведения испытания необходимо подготовить специальную площадку и лестницу, чтобы иметь возможность экстренно закрыть на головке устья кран высокого давления.

Обвязка устья. Упрощенная схема.

  1. Заглушка;
  2. Головка устья;
  3. Кран высокого давления;
  4. Угольник шарнирный;
  5. Камера штуцерная;
  6. Кран высокого давления;
  7. Вентиль;
  8. Разъединительное устройство;
  9. Манометр;
  10. Устьевая крестовина.
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector
×
×