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.

Как вы думаете, что будет с нефтью в 2022 году?

• Подорожает
• Подешевеет

Просмотреть результаты

 Загрузка ...

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

Условные обозначения:

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.

Читать также: Как выбирают обсадные трубы для нефтяных скважин?

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.

Читать также: Конструкционные особенности и виды шиберных насосов

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.

Условные обозначения:

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.

На мостках должна быть запасная труба с навернутым на неё обратным клапаном. Диаметр этой трубы подбирается в соответствии с диаметром опущенных в выработку труб. Допускается разница диаметров этих труб при наличии соединительного переходника.

Во время проведения испытания пласта перед тем, как закрыть запорно-поворотный клапан ИПТ с целью регистрации кривой восстановления давления, на неподвижной устьевой головке необходимо закрыть кран и отсоединить от неё металлический манифольд.

С целью обеспечения  сброса приточной жидкости  из труб в подготовленную ёмкость и обратной промывки  необходимо  закачать в затрубное  пространство  через боковой  трубопровод крестовины превентора  промывочную жидкость, используя для этого  цементировочный агрегат, с одновременным отводом  приточной жидкости из труб посредством манифольда. Промывочная жидкость из кольцевого пространства посредством циркуляционного клапана ИПТ попадает в полость труб и заполняет их. Вследствие этого, пластовая приточная жидкость   вытесняется в специально подготовленную ёмкость (например, амбар).

Схема обвязки нефтяной скважины при параметре ожидаемого давления ниже опрессовочного давления бурового шланга (меньше 15-ти мегапаскалей)

Устья скважины при проведении испытания продуктивного пласта в этом случае может быть обвязано по приведенной ниже схеме. При этом на кондукторе необходимо смонтировать специальное устройство для предотвращения выбросов. Монтаж этого устройства проводится по заранее утвержденной схеме.

Читать также: Редуктор давления РДФ3-1 (РДФЗ) - особенности применения

Схема обвязки устья  при указанных выше условиях:

Условные обозначения:

1. Фильтр;
2. Пакер;
3. Труба буровая;
4. Кондуктор;
5. Роторное устройство;
6. Труба ведущая буровая;
7. Вертлюг;
8. Шланг буровой;
9. Стояк;
10. Отвод от стояка;
11. БРС (быстроразъемное соединение);
12. Кран запорный;
13. Задвижка;
14. Опора;
15. Шланг безнапорный гибкий;
16. специальная ёмкость, наполненная  водой  на высоту одного метра.

Все приведенные выше обвязочные  схемы скважин (или их кустов) необходимо в обязательном порядке  согласовывать в каждом конкретном случае со специалистами  Регионального Управления технологического и экологического надзора, которые входят в состав структуры Российского технического надзора, а также с противопожарной военизированной службой Министерства по чрезвычайным ситуациям, с последующим  утверждением в органах  регионального Управления при Министерстве природных ресурсов и в производственных подразделениях самих нефтедобывающих компаний.