Меню

На какое давление опрессовывается выкидные линии после концевых задвижек

Требование к монтажу блоков манифильда и сбросовых линий

Основной пульт управления превенторами и гидрозадвижками. Назначение и устройство.

Назначение и устройство лубрикатора.

Лубрикатор предназначен для проведения ремонтных, исследовательских или геофизических работ в скважине, находящейся под давлением. Он позволяет спускать скребки для очистки труб от парафина, скважинные приборы (глубинные манометры) для замера забойных давлений и температуры, устройства для срабатывания циркуляционных клапанов и клапанов – отсекателей и многое другое.

Лубрикатор в нижней части снабжён фланцем с присоединительными размерами соответствующими фланцу, буферной задвижки, на которую он устанавливается.

Во фланце имеется штуцер, в который вворачивается вентиль с манометром и пробкой – разрядником. В верхнюю часть фланца вворачивается патрубок, длина которого должна быть не менее длины прибора, спускаемого в скважину. Патрубок заканчивается сальниковым устройством, которое состоит из уплотнительных манжет, грундбуксы и нажимной гайки

. На лубрикатор, как и на всё противовыбросовое оборудование, должен быть паспорт завода – изготовителя, Акт опрессовки на рабочее давление и Акт опрессовки на давление опрессовки колонны после монтажа на устье

Пульт управления (основной) –Предназначен для управления превенторами и гидрозадвижками с безопасного места вне буровой. Устанавливается не ближе десяти метров от устья скважины. Монтируется на блоке гидроаккумуляторной станции. Все детали обвязки и линии, идущие от основного пульта до превенторов и задвижек, имеют рабочее давление 21,0 МПа. Маслораспределители управления должны иметь четкую маркировку о положении рычагов маслораспределителей на закрытие или открытие превен­торов и задвижек. Нейтрального положения кранов управления в этой ситуации нет, т.к. кран управления является четырехпозиционным клапаном. ЭКМ, манометры должны иметь госповерку,показание манометров должно быть одинаковым.

16.Периодичность проведения инструктажей по противофонтанной безопасности мастером бригады.

Линии сбросов от блоков глушения и дросселирования на факел должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых соору­жений с уклоном от устья скважины.

Длина линий должна быть: для нефтяных скважин и нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м 3 /т — не менее 30 м; для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м 3 /т, газовых и разведочных скважин — не менее 100 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр одинаковый с внутренним диаметром отво­дов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов линии сброса до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буро­вой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

На скважинах, где ожидаемое давление на устье превы­шает 700 атм, устанавливается заводской блок с тремя регули­руемыми дросселями — два с дистанционным и один с ручным управлением. Во всех остальных случаях устанавливается не ме­нее двух регулируемых дросселей с дистанционным управлени­ем.

Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирова­ния и глушения, должны иметь верхний предел диапазона изме­рений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования. На задвижке перед дросселем должна быть закрепле­на табличка с указанием допустимого давления для устья сква­жины, допустимого давления для самого слабого участка сква­жины и плотности раствора, по которой это давление определено.

На задвижке перед дросселем должна быть закрепле­на табличка с указанием допустимого давления для устья сква­жины, допустимого давления для самого слабого участка сква­жины и плотности раствора, по которой это давление определено.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовы­ваются водой на давление:

50 кгс/см 2 — для противовыбросового оборудования, рассчи­танного на давление до 210 кгс/см ;

100 кгс/см — для противовыбросового оборудования, рас­считанного на давление выше 210 кгс/см 2 .

Последняя стойка на превенторных отводах устанавли­вается на расстоянии не более 1 м до конца отвода.

Дата добавления: 2015-08-31 ; Просмотров: 5031 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Расчет давлений опрессовки обсадных колонн

1. Направление Æ 426 мм спускается на глубину 40 м

Направление гидравлическому испытанию не подвергается.

2. Кондуктор Æ 245 мм спускается на глубину 430 м

При бурении из-под башмака промежуточной колонны вскрываются нефтепроявляющие пласты отложений турнейского яруса С1 t (интервал 1495-1515 м).

Рассчитаем давления опрессовки кондуктора.

а). По нефтепроявляющему пласту отложений С1 t из условия:

Исходя из выполненных расчетов, давление опрессовки кондуктора Æ 245 мм определяется из условия нефтепроявления из пласта отложений турнейского яруса С1 t и составляет:

Читайте также:  Клапан сброса избыточного давления котла отопления

Так как расчетное давление опрессовки кондуктора Æ 245 мм меньше минимально необходимого давления при испытании колонн, то кондуктор опрессовывается на табличное значение в соответствии с требованиями «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», М., 1997 г. Для обсадных труб Æ 245 мм, которое составляет 9 МПа. Опрессовочная жидкость — техническая вода плотностью 1020 кг/м 3 .

Определим давление опрессовки цементного кольца из условия заполнения скважины технической водой плотностью 1020 кг/м 3 :

Ожидаемое давление гидроразрыва горных пород у башмака кондуктора: Ргр.б=0,87×(10 -5 ×1930×430)=7,2 МПа.

Принимаем давление опрессовки цементного кольца 2,9 МПа, опрессовочная жидкость – техническая вода плотностью 1020 кг/м 3 .

3.Эксплуатационная колонна Æ 168 мм спускается на глубину 1496 м

Определим давление опрессовки эксплуатационной колонны по нефтепроявляющему пласту отложений С1 t , как пласта имеющего наибольший градиент пластового давления и наименьшую плотность пластового флюида.

Так как расчетное давление опрессовки эксплуатационной колонны Æ 168 мм меньше минимально необходимого давления при испытании колонн, то эксплуатационная колонна опрессовывается на табличное значение в соответствии с требованиями «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», М., 1997 г. [68] для обсадных труб Æ 168 мм, которое составляет 11,5 МПа. Опрессовочная жидкость – техническая вода плотностью 1020 кг/м 3 .

Учитывая то, что наибольший газовый фактор нефтепроявляющих пластов составляет 6,8 м 3 /т и ожидаемое избыточным давлением на устье менее 10 МПа (п. 9.1.2 3а), то в соответствие п. 2.7.5.5 [38] опрессовка инертным газом приустьевой части кондуктора и эксплуатационной колонны Æ 168 мм вместе с колонной головкой дополнительно не производится.

Опрессовочная жидкость — техническая вода плотностью 1000 кг/м 3 .

Так как на заключительной стадии эксплуатации скважин (в случае разработки нефтенасыщенных пластов) на устье избыточного давления может не быть, то эксплуатационную колонну в соответствие с п. 2.7.5.2 дополнительно испытать на герметичность снижением уровня жидкости в скважине до 1300 м.

В соответствии с п. 2.7.5.2 испытание кондуктора Æ 245 мм на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их технической водой от устья до глубины 20-25 м, в остальной части — буровой раствор, которым проводилась продавка цементного раствора.

В соответствии с требованиями п. 2.7.5.4 кондуктор Æ 245 мм вместе с установленным на них ПВО после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой технической воды в объеме, обеспечивающим подъем ее на 10-20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонн при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

Выкидные линий ПВО после концевых задвижек опрессовать технической водой на давление 5 МПа

Последнее изменение этой страницы: 2017-02-22; Нарушение авторского права страницы

Источник

Правила установки противовыбросового оборудования (превенторы). Предупреждение газо-нефте-водопроявлений и открытого фонтанирования скважин

1 На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование.

Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

2 Эксплуатация противовыбросового оборудования осуществляется в соответствии с техническими условиями изготовителей.

3 Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

— герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

— вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

— подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

— срезания бурильной колонны;

— контроля за состоянием скважины во время глушения;

— расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

— спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

4 Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки осуществляется проектной организацией. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией на основе установленных требований и согласовывается с органами Госгортехнадзора Казахстана, противофонтанной службой и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

Читайте также:  Реле давления с защитой по сухому ходу грундфос

— при вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (два превентора — с трубными и глухими плашками, универсальный превентор);

— три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 кгс/см2 (35 МПа) и объемном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора Казахстана, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.);

— четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

а) вскрытия пластов с аномально высоким давлением и объемным содержанием сероводорода более 6%, а также с наличием сероводорода до 6% и избыточным давлением на устье более 350 кгс/см2 (35 МПа);

б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья;

в) на всех морских скважинах.

5 Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин противовыбросовым оборудованием от требований настоящих Правил допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора Казахстана при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой.

6 Линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

Длина линий должна быть:

— для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т — не менее 30 м;

— для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин — не менее 100 м.

На вновь разведуемых площадях длина линий устанавливается проектом с учетом нормативов отвода земель и охранных зон, но не должна быть менее 50 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек допускается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком, территориальными органами Госгортехнадзора Казахстана.

Допускается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

7 На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 700 кгс/см2 (70 МПа), устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями — два с дистанционным и один с ручным управлением.

Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки противовыбросового оборудования.

8 Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и противовыбросового оборудования.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

9 Противовыбросовое оборудование должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Допускается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с техническими условиями, согласованными с противофонтанной службой и утвержденными в установленном порядке. Изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта по установленной форме.

10 Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты.

Основной пульт управления — на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте.

Вспомогательный — непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

Читайте также:  Каким препаратом можно снизить пульс но не снижать давление

11 Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие. На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превентора. На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

12 При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана. Один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, сероводородосодержащих горизонтов на буровой должно быть три крана. Один шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй — между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий — является запасным.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один кран является рабочим, второй — резервным.

13 Превентора вместе с крестовинами и коренными задвижками до установки на устье скважины спрессовываются водой на рабочее давление, указанное в паспорте. При кустовом способе бурения сроки опрессовки ПВО на рабочее давление определяются по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора Казахстана. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы спрессовываются на пробное давление.

Превентор со срезающими плашками должен быть спрессован на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек.

Результаты опрессовки оформляются актом.

14 После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть спрессована водой, азотом или воздухом на давление опрессовки обсадной колонны.

Выкидные линии после концевых задвижек спрессовываются водой на давление:

— 50 кгс/см2 (5 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление до 210 кгс/см2 (21 МПа);

— 100 кгс/см2 (10 МПа) — для противовыбросового оборудования, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см2 (21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом. заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, спрессованные на соответствующее давление.

15 После монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной, опрессовки цементного кольца за обсадной колонной, дальнейшее бурение скважины может быть продолжено после получения специального разрешения технического руководителя организации, выдаваемого в соответствии с порядком, согласованным с территориальными органами Госгортехнадзора Казахстана и противофонтанной службой.

16 Плашечные превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией.

17 При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

18 Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.

Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

19 При разноразмерном инструменте на мостках необходимо иметь специальную опрессованную трубу с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном), по диаметру и прочностной характеристике соответствующую верхней секции используемой бурильной колонны. Бурильная труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.

20 При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии с установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям, плашки одного из превенторов заменяются на плашки, соответствующие диаметру спускаемой обсадной колонны или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

21 Для беспрепятственного доступа обслуживающего персонала к установленному на устье противовыбросовому оборудованию под буровой должен быть сделан твердый настил.

22 Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъемные воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

Источник

Adblock
detector