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/_см² 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/_см², 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 м³/т – не менее 30 м;

б) для нефтяных скважин, с газовым фактором более 200 м³/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 м³/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.