Согласно ГОСТ-13862-90 у станавливаются 10 типовых схем ОП: (См. приложения)
· 1-2 с ручным приводом
· 3-10 с гидравлическим приводом
В ОП для ремонта скважин – привод механический или гидравлический, для бурения – привод гидравлический.
Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных геологических условий бурящейся или ремонтируемой скважины.
Выбор ПВО осуществляется с учетом возможностей выполнения следующих технологических операций:
· Герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без неё.
· Вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность.
· Подвески колонны бур.труб на плашках превентора после его закрытия.
· Срезание бур.колонны.
· Контроля за состоянием скважины во время глушения.
· Расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата
Все схемы ПВО в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъёмный жёлоб для облегчения работ по ликвидации О.Ф.
Условное обозначение ОП1-100/65*35*К2*А, где:
- ОП – оборудование противовыбросовое
- 1 – первая типовая схема
- 100 - условный проход, мм
- 65 – условный проход манифольда, мм
- 35 – рабочее давление, МПА
- К2 – коррозионно стойкое исполнение
- А – оборудование модернизировано
Коррозионная стойкость – это сопротивление ПВО коррозии, различают 3 степени коррозионной стойкости:
К1 – среда с объемным содержанием СО2<6%
К2 - среда с объемным содержанием Н2S+ СО2<6%
К3 - среда с объемным содержанием Н2S+ СО2<25%
Схема№1 (АНК «БН»)
Тех. Условия.
Схема№1 применяется для оборудования устья скважин 3 категории
2. Выкид. линия длинной не менее 30 м. Должна иметь уклон 1,5 градуса от устья скважины и закрепляется на опорах через 6-8 м.
3. После герметизации устья скважины необходимо осуществлять контроль за ”Р” в затрубном пространстве.
Обозначения к схеме 1:
1. К насосным установкам или прямой сброс.
2. Выкидная линия, НКТ D~73mm.
3. Угловой вентиль.
4. Хомут крепления выкидной линии.
5. Устьевая арматура (ЛУШГН, АУЭЦН).
6. Аварийная планшайба (конус устьевой арматуры).
7. Кран высокого давления (КВД).
8. Муфта НКТ D=73mm с патрубком.
9. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.
10. Опора.
Схема№3 (АНК «БН»)
Тех. Условия.
- Схема№3 применяется для оборудования устья при ремонте скважин 1-2 категории и перфорации скважин всех категории. При перфорации скважин 3 категории допускается монтаж одной выкид. линии, при этом на выполнение аварийных работ на скважине иметь запас труб 70 м.
- ППМ после монтажа опрессуют на максимальное ожидаемое давление, но не выше давления о.э.к. и рабочего давления арматуры (превентора).
- Выкид. линии должны иметь уклон от устья скважины 1,5 градуса и закрепляться на опорах через 6-8 м..
4. При комбинированной колонне НКТ на мостках необходимо иметь спец. опресс. Трубу с переводником и шаровым краном по диаметру и по прочности, соответствующей верхней секции НКТ. Труба, переводник и шаровой кран окрашивается в красный цвет.
Задвижка № 5 в нормальном состоянии – открыта.
Задвижки № 1, 2, 3, 4 – закрыты.
Обозначения ксхеме 3.
1. К насосным установкам или прямой сброс.
2. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.
3. Кран высокого давления (КВД).
4. Задвижка.
5. Выкидная линия (в емкость долива, желобную систему).
6. Насосно-компрессорные трубы (НКТ).
7. Гидроротор (КМУ, АПР).
8. Превентор.
9. Крестовина арматуры или переходная катушка для АУШГН, АУЭЦН.
10. Муфта обсадной трубы.
11. Опора.
12. Хомут крепления выкидной линии.
13. БРС.
Консервация скважин в процессе эксплуатации и П\Б при их расконсервации.
Все категории скважин – параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные, скважины с открытым стволом, скважины со спущенной колонной, но не перфорированные, а также скважины, предназначенные для сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов подлежат консервации.
До ввода скважины в консервацию необходимо:
- поднять из скважины оборудование
- спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации с доведением параметров раствора до значений, установленной проектной документацией и обработанную ингибитором коррозии
- проверить герметичность колонны и отсутствие за колонных перетоков
- верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью – на глубину 25-30 м. заполняют 30% раствором хлористого кальция, нефтью, соляровым маслом и т.п., а в условии многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород;
- схема обвязки устья скважин, установка цементных мостов выше интервала перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины.
Порядок работы по консервации скважины
- Опустить НКТ с «воронкой», заглушить скважину раствором с параметрами, установленными проектной документацией (планом работы) и обработанную ингибитором коррозии. В интервал перфорации закачать спец. жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Поднять НКТ выше интервала перфорации (50-100 м.), верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью; устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномалии давление К4=1,1 и выше в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель.
- С устьевой арматуры снять штурвалы, манометры и установить на арматуре заглушки.
- Оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках) 2*2 м. и на ограждении установить металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения, владельца, срока консервации; провести планировку при скважинной площадки.
- Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации, устанавливается планом работы на консервацию скважины в зависимости от геологических факторов и длительности консервации.
П/Б при расконсервации скважин
Все работы при расконсервации скважин должны проводиться в соответствии со следующими требованиями:
1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
2. Правилами ремонтных работ в скважинах.
3. Настоящей инструкцией, разработанной управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности, утвержденной Ростехнадзора Росси и введенной в действие с 1-го июня 2000 г.
4. Планом работы, разработанной владельцем по расконсервации скважины на основании вышеуказанных документов и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.
5. Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:
· устанавливают штурвалы на задвижки устьевой арматуры;
· разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;
· снимают заглушки с фланцев задвижек;
· подвергают устьевую арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующую условиям эксплуатации;
· промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после комплектации устья соответствующим оборудованием производят её освоение и ввод в эксплуатацию
· при наличии в скважине цементного моста, его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают требуемое подземное оборудование или НКТ и после оборудования устья, скважину осваивают.
Дополнительные требования к консервации скважин с содержанием сероводорода Н2S:
1. Скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором.
2. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 150 м.инструмент должен быть приподнят над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечен из скважины
3. На металлической табличке дополнительно наносится надпись – «Опасно сероводород».
Дополнения:
· Консервация скважины считается завершенной после подписания акта о консервации владельцем и территориальным органом Ростехнадзора.
· Продление срока консервации скважины осуществляется владельцем и согласованным территориальным органом Ростехнадзора.
· Досрочнаярасконсервация скважины осуществляется владельцем и согласовывается с территориальным органом Ростехнадзора.
