Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при строительстве скважин. Типовые и фактические.

Назначение ОП. ГОСТ 13862 – 90 на противовыбросовое оборудование. Условное обозначение и его расшифровка.

Согласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" М. 2003 г., при бурении скважин из – под кондуктора или технической колонны, а так же при ремонте скважин с возможным газонефтеводопроявлением, устье скважины должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.

Оборудование противовыбросовое (ОП) предназначено для герметизации устья нефтяных, газовых и водонагнетательных скважин при газонефтеводопроявлениях, выбросах и открытых фонтанах в процессе их строительства и ремонта.

ОП должно обеспечивать герметизацию устья как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии, позволять производить циркуляцию промывочной жидкости с противодавлением на пласт, а так же расхаживать, проворачивать инструмент и разгружать его на плашки, при необходимости.

Комплекс ОП состоит из:

а) стволовой части, включающий колонную головку, крестовину с задвижками, блока превенторов, надпревенторную катушку, разъемный желоб;

б) манифольда с линиями дросселирования и глушения;

в) гидравлической системы управления превенторами и гидрозадвижками.

Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862 – 90 предусмотрено десять типовых схем обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием (см. приложение 1).

Схемы № 1 и № 2 используются, как правило, при ремонте скважин, так как имеют механический (ручной) привод плашечных превенторов и задживек.

Схемы № 3 и № 4 используются как при капитальном ремонте, так и при строительстве скважин и имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками.

Схемы с № 5 по № 10 имеют дистанционное гидравлическое управление превенторами и устьевыми задвижками. Используются, как правило, только при строительстве скважин.

В случае отказа дистанционного гидравлического управления превентора и гидрозадвижки должны иметь ручное управление.

Согласно требованиям Государственного общероссийского стандарта ГОСТ 13862-90 противовыбросовое оборудование имеет следующее условное обозначение:

Оборудование ОП 3 – 230/80×35 К₂ ГОСТ 13862 – 90расшифровывается следующим образом:

ОП 3 – оборудование противовыбросовое по схеме № 3;

230 – условный проход превенторного блока, мм;

80 – условный проход манифольда, мм;

35 – рабочее давление, МПа (350 ^кгс/_см²);

К₂ – для скважинной среды с содержанием СО₂ и Н₂ до 6%.

В зависимости от содержания углекислого газа (СО₂) и сероводорода (Н₂S) в эксплуатируемой среде (в промывочной жидкости) оборудование противовыбросовое выпускается в следующем коррозионностойком исполнении:

• К₁ – для сред с объёмным содержанием СО₂ до 6%
• К₂ – для сред с объёмным содержанием СО₂ и Н₂S до 6% каждого
• К₃ – для сред с объёмным содержанием СО₂ и Н₂S до 25%

Следующий пример обозначения:

ППГ – 156 × 320 расшифровывается следующим образом:

ППГ – превентор плашечный гидроуправляемый;

156 – условный проход превентора;

320 – рабочее давление, ^кгс/_см²

 

Схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при строительстве скважин. Типовые и фактические.

Выбор типа противовыбросового оборудования при строительстве скважин производится в зависимости от конкретных горно – геологических условий и осуществляется ещё на стадии проектирования (проектной организацией) с учётом возможности выполнения технологических операций при ликвидации ГНВП. Типовые схемы установки и обвязки устья противовыбросовым оборудованием (стволовая часть, блоки глушения и дросселирования) на разных этапах строительства скважин (бурение из-под кондуктора, технических колонн) разрабатываются и утверждаются техническим руководителем буровой организации на основе установленных требований "Правил безопасности" (ПБНГП) и согласовываются с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом руководствуются следующими положениями.

При вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными или водяными (с растворённым газом) пластами с нормальным пластовым давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне труб или без них (два плашечных превентора – верхний с трубными плашками, нижний – с глухими или универсальный "кольцевой" превентор). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 3 или 4.

Если при строительстве скважины предусматривается вскрытие газовых, нефтяных или водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением, то устанавливаются три или четыре превентора, в том числе один универсальный. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 350 ^кгс/_см² (35 МПа) и объёмном содержании сероводорода до 6% определяется организацией по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пористость, проницаемость, дебит и др.). В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 5, 6, 7, 8.

Если при бурении предполагается вскрытие пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и объёмным содержанием сероводорода более 6 %, а также с наличием сероводорода до 6 % и избыточным давлением на устье более 350 ^кгс/_см² (35 МПа), использование технологии спуска и подъёма труб при избыточном давлении герметизированного устья при ликвидации ГНВП, а также на всех морских скважинах на устье устанавливаются четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный. В этом случае за основу берутся типовые схемы обвязки устья по ГОСТ 13862 – 90 с порядковыми номерами 9 или 10.

Обвязка устья скважины осуществляется по типовым схемам, а в случае отступления составляется фактическая схема. Все отступления в обвязке устья бурящихся скважин (поворот выкидной линии до блока глушения, изменение количества превенторов, изъятие из схемы кольцевого превентора, изменение длины выкидных линий манифольда и др.) допускаются по специальному разрешению территориальных органов Госгортехнадзора России при представлении организацией исчерпывающего обоснования, согласованного с противофонтанной службой.

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.