На какое давление опрессовывается превентор после установки на устье скважины

Определение объёма жидкости глушения

Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:

V = 1,2 * V_скв + V_дол,

где V_скв – объем жидкости в скважине, определяемый объемом эксплуатационной колонны, м3; Vдол – объем жидкости для долива скважин в процессе ведения работ, м3. Объем доливной емкости должен быть не менее 6 м3, а объем жидкости долива не должен быть не меньше 4 м3.

Объем эксплуатационной колонны определяется в зависимости от длины ствола скважины, ее диаметра и толщины стенки колонны:

V_эк = h_тз * π * d_вн2/4,

где h_тз – глубина текущего забоя; d_вн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел.

Эксплуатация

5.1. Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.

5.2. Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

5.3. При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.

5.4. После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии с п. 4.8 настоящей инструкции.

5.5. Периодичность проверки плашечных превенторов :

— гидравлическая опрессовка — через каждые 6 месяцев

— дефектоскопия — один раз в год.

Запрещается:

Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.

Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.

Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

Источник

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.

В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.

К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

Периодичность проверки ПВО в условиях базы— гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.

Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.

При температуре воздуха ниже –10 о С превентора должны быть обеспечены обогревом.

Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.

Подготовительные работы к монтажу ПВО.

Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.

Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.

Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.

Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.

Проверить центровку мачты относительно устья скважины.

Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедится в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.

Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.

Источник

Проблемы при срабатывании механизма, их причины и решение

Превеноры функционируют в агрессивных условиях окружающей среды, что оказывает значительное влияние на их работоспособность.

Во время длительного простоя узлы и детали подвергаются коррозии и разрушению.

Для обеспечения стабильного срабатывания чрезвычайно важного оборудования его элементы и механизмы обрабатывают специальными покрытиями, обладающими высокими антифрикционными и антикоррозионными свойствами.

На внутреннюю поверхность корпуса превентора и гидроцилиндры наносится антифрикционное твердосмазочное покрытие MODENGY 1014. Благодаря этому обеспечивается существенное снижение трения подвижных элементов и предотвращается налипание на корпус асфальтосмолопарафинистых отложений.

С целью обеспечения корректного срабатывания приводов плашечных превенторов в случае возникновения чрезвычайной ситуации на трапецеидальную резьбу соединения «винт-толкатель» наносится покрытие MODENGY 1002 на основе дисульфида молибдена. Оно снижает трение и износ деталей и предотвращает сбои с работе механизмов даже после длительного простоя оборудования.

На крепежных деталях применяются MODENGY 1014 и MODENGY 1005. Они обеспечивают стабильный момент затяжки, предотвращают коррозию и облегчают процесс монтажа / демонтажа.

На поверхности деталей образуется устойчивый сухой слой, представляющий собой полимерную матрицу из частиц твердой смазки – политетрафторэтилена и дисульфида молибдена. Благодаря этому значительно увеличивается ресурс механизмов.

Покрытия остаются эффективными даже после продолжительного простоя узла. Это гарантирует правильное срабатывание герметизирующей системы в нужный момент.

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.

Как измерить давление

Перед измерением необходимо убедиться, что манометр правильно подключен к системе и находится в рабочем состоянии. Для этого следует проверить, что все соединения правильно закрыты и нет утечек.

При измерении давления необходимо принять во внимание следующие факторы:

1. Тип манометра

Существует несколько типов манометров, включая показательные манометры, дифференциальные манометры и абсолютные манометры. Каждый из них предназначен для измерения давления в определенных условиях. При выборе манометра необходимо учитывать требования и характеристики системы.

2. Диапазон измерения

При выборе манометра необходимо учитывать диапазон измерений, который требуется для конкретной системы. Манометр должен быть способен измерять давление в заданных пределах без потери точности и надежности.

3. Калибровка и погрешность

Перед использованием манометра необходимо провести его калибровку, чтобы убедиться в его точности. Калибровка позволяет сопоставить показания манометра с известными значениями давления. Также следует учесть погрешность измерений, которая может быть указана в технических характеристиках манометра.

Правильное измерение давления позволяет определить эффективность работы превентора и обеспечить безопасность процесса. Поэтому следует всегда использовать качественные и точные манометры, а также регулярно проверять их состояние и калибровку.

Упрощенная обвязочная схема

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.

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).

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.

Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.

При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.

Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения

В идеале, для проведения КРС скважину глушить не нужно. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле , тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта. Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать гибкие трубы (колтюбинг) или специальные установки для СПО под давлением. В обоих этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины.

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы

Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Важные аспекты в опрессовке превентора на устье скважины

Определение давления опрессовки: Для каждой скважины определено давление опрессовки, которое может быть разным в зависимости от глубины скважины, типа колонны буровых труб, свойств грунта и других факторов. Всегда необходимо соблюдать рекомендации производителя по давлению опрессовки превентора.

Правильный подбор уплотнительных элементов: Уплотнительные элементы превентора являются ключевыми в обеспечении герметичности установки. Подбор уплотнительных элементов, таких как прокладки и кольца, должен осуществляться с учетом рабочего давления и среды скважины.

Проверка системы на наличие утечек: Перед проведением опрессовки необходимо тщательно проверить все соединения и герметизацию системы на наличие утечек. Любая неплотность может привести к аварийной ситуации и опасности для персонала.

Система мониторинга давления: Во время опрессовки превентора следует использовать систему мониторинга давления. Это позволит оперативно обнаружить любые изменения в давлении и предотвратить возможные аварийные ситуации.

Определение продолжительности опрессовки: Время опрессовки зависит от размеров скважины и требуемого давления

Определение продолжительности процедуры важно для правильного планирования работ и управления ресурсами.

Правильное выполнение опрессовки превентора на устье скважины обеспечивает сохранность рабочих процессов и предотвращает возможные аварийные ситуации. Соблюдение указанных аспектов позволяет профессионально управлять работы на устье скважины и обеспечивать безопасность персонала.

Технология гидравлических испытаний

В условиях завода или на стенде базы БПО опрессовка превентора выполняется по следующей схеме:

• оборудование устанавливается на ответный фланец крестовины трубной головки;
• внутреннее пространство заполняется рабочей жидкостью;
• срезающие, глухие или трубные плашки закрываются в ручном или гидравлическом режиме;
• внутри превентора нагнетается пробное давление по нормативам ГОСТ.

На устье скважины гидравлические испытания превентора выполняются комплексно:

• в ствол опускается один или несколько пакеров в зависимости от назначения скважины (буровая, нагнетательная, эксплуатационная) для отсечки ее верхней части от нефтеносного горизонта;
• наружные поверхности превентора очищаются от нефтепродуктов, льда, грязи;
• визуальным осмотром выявляется отсутствие механических повреждений и дефектов корпуса;
• качество перемещения плашек проверяется вращением штурвалов ручного привода с пульта;
• внешним осмотром выявляется соответствие диаметра превенторных плашек и их уплотнительных элементов аналогичному размеру штанг ПМШ или рабочей трубы;
• плашки превентора закрываются вращением штурвала по часовой стрелке;
• шаровой кран запорной компоновки закрывается вращением по часовой стрелке;
• на устьевой арматуре закрывается одна задвижка;
• к оставшейся второй открытой задвижке подключается линия цементировочного агрегата;
• внутри системы давление поднимается до проектного значения, выдерживается в течение 10 минут.

Удовлетворительным результатом гидравлического испытания считается потеря давления в течение расчетного времени, не более, чем на 0,5 МПа.

Какова роль опрессовки превентора в безопасности скважины?

Роль опрессовки превентора заключается в проверке его работоспособности и герметичности перед началом работ на скважине. Во время опрессовки превентора подводится вода, глушитель или другая рабочая среда к превентору, и создается давление, которое симулирует реальные условия в скважине.

Во время опрессовки производится проверка наличия утечек, повреждений и срабатывания аварийных систем превентора. Если в процессе опрессовки обнаруживаются проблемы, их необходимо устранить перед продолжением работ на скважине. Кроме того, опрессовка превентора позволяет убедиться в правильной работе его клапанов, манометров и других компонентов.

Опрессовка превентора является неотъемлемой частью процесса контроля давления в скважине и обеспечивает безопасность при выпуске нефти или газа. Регулярная проверка и правильное обслуживание превентора помогают предотвратить аварийные ситуации и минимизировать риски для персонала и окружающей среды.

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Проведение опрессовки противовыбросового оборудования

на проведение опрессовки противовыбросового

оборудования на скважинах газовых месторождений.

1.1. Данный регламент имеет целью установить порядок ведения работ по опресовке противовыбросового оборудования, установленного на устье скважины со спущенной технической колонной, с использованием инертного газа или сжатого воздуха.

1.2. Является планом работ для бригады капитального ремонта скважин по опрессовке ПВО на скважинах газовых месторождений.

П. НЕОБХОДИМОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

2.1. Цементировочный агрегат ЦА-320М — 1ед.

2.2. Компрессор передвижной СД-9 — 1 ед.

Ш. ПОРЯДОК ВЕДЕНИЯ РАБОТ.

3.1. Перед началом работ ознакомить членов бригады капитального ремонта скважин с данным регламентом.

3.2. После монтажа ПВО на устье соединить с колонной НКТ запорную компановку.

3.3. Соединить нагнетательной линией цементировочный агрегат ЦА-320М с запорной компановкой.

3.4. Промыть ствол скважины до чистой воды.

3.5. Закрыть плашечный превентор.

3.6. Произвести опрессовку ПВО при закрытых затрубных задвижках устьевой арматуры.

3.7. Стравить давление в нагнетательной линии ЦА-320М.

3.8. Произвести снижение уровня компрессором через затрубное пространство при закрытых трубных плашках и открытой задвижке запорной компановки с отбором жидкости в емкость долива.

Необходимо объем жидксоти при отборе в емкость:

— для э/колонны 5” — 1,25м3

— для э/колонны 6” — 1,80м3

3.9. Закрыть задвижку запорной компановки.

3.10. Произвести опрессовку ПВО сжатым воздухом.

3.11. Стравить давление воздуха.

3.12. Промыть скважину до чистой воды.

3.13. Данные опрессовки оформить актом.

3.14. Превентор с глухими плашками опрессовывается в следующей последовательности:

а) перед подъемом последних 100м НКТ произвести снижение уровня компрессором через затрубное пространство при закрытых трубных плашках и открытой задвижке запорной компановки с отбором жидкости в емкость долива.

Необходимый объем жидкости при отборе в емкость:

— для э/колонны 5” — 1,25м3

— для э/колонны 6” — 1.80м3

б) поднимают оставшиеся 100м НКТ;

в) закрывают превентор с глухими плашками;

г) цементировочный агрегат соединяют через нагнетательную линию с затрубной задвижкой устьевой арматуры;

д) производится опрессовка на заднное давление;

е) стравливается давление в нагнетательной линии через ЦА-320М;

ж) данные опрессовки оформит ь актом.

Источник

Рекомендуемые материалы

9. Гладкая часть патрубка колонного фланца, на которой установлена ПВО, должна быть не менее 0,3м

10. Привод ручного управления превентором устанавливается не ближе 10мот устья, за щитом с навесом, который должен быть изготовлен из листовой стали 5мм или из досок, толщиной 40мм. Щит должен иметь следующие размеры: ширина-2,5м, высота-2м, козырек-0,5м. На щитке перед каждым штурвалом водостойкой краской должны быть нанесены:

· Номер превентора

· Направление вращения штурвала на закрытие стрелкой

· Число оборотов штурвала до полного закрытия

· Давление опрессовки технической колонны

· Диаметр установленных плашек

· Метка совмещения (фиксация) на рукоятке штурвала и щите.

11. Угол отклонения карданного вала и осью гидроцилиндра. ППГ допускается не более 8 градусов

12. Под буровой должен быть твердый настил для доступа к ПВО.

13. Перед рукоятками на основном пульте управления должны быть четкие надписи-превентор «нижний», превентор «средний», превентор «универсальный» и т.д.; рукоятка управления должна быть в крайнем положении – «открыто», «закрыто». Линии рукоятки должны быть зафиксированы или снять.

14. Заканчивается монтаж ПВО опрессовкой с составлением акта№2 и ведомости в двух экземплярах: в ведомость заносят все узлы ПВО и фактическая схема обвязки, один экземпляр, который со всеми предположениями должен быть на буровой, второй в отделе гл. механика.

15. Демонтаж ПВО разрешается производить только после цементирования обсадной колонны, окончания срока ОЗЦ (ожидание затвердения цемента) и заключении геофизической службы о перекрытии цементом продуктивных горизонтов.

Требование к монтажу и эксплуатации ПВО согласно

ПБ НГП

1. ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения следующих технологических  операций:

· Герметизации устья при наличии труб и без них;

· Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия;

· Срезание колонной труб;

· Контроля за состоянием скважины во время глушения;

· Расхаживания труб для предотвращения их прихвата;

· СПО части или всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

2. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соосность  между собой и обсадной колонны, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.

3. Если внутренний диаметр крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.

4. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну и монтаж его выполняется согласно типовой схеме (1,3), утвержденной АНК «Башнефть» и  согласованной с Башкирским Управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой.

5. После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части.

6. Составляется ведомость на комплект ПВО.

После монтажа ПВО вместе с манифольдом до концевых задвижек опрессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны.

7. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:

-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм

  -100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм

8. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легко доступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не ближе 10м от устья. Щит изготавливают из листовой стали толщиной 5мм. На щите наносятся надписи:

· Направление вращения штурвала «закрытие-открытие» — стрелками;

· Количество оборотов штурвала на закрытие;

· Метка совмещения на рукоятке штурвала и на щите при полном закрытии превентора..

9. Выкид линии для скважин 1,2 категории не менее 100м, для 3 категории не менее 30м.

10. Мастером бригады ежеквартально со всеми рабочими бригады проводится инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.

11. Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.

Периодичность ревизии и ремонта ПВО.

            Очередные ревизии и ремонты ПВО производятся по графику ППР

1 раз в 6 месяцев. Аварийная планшайба 1 раз в год.

Вместе с этой лекцией читают «Территориальная организация химического и лесного комплексов».

            Внеочередные ревизии и ремонты ПВО производятся после ГНВП, фонтана, сменой деталей и узлов ПВО и манифольда.

Виды опрессовок ПВО.

1. На заводе ПВО испытывают на прочность пробным давлением согласно таблице.

2. В мех. Мастерской ПВО опрессуют водой на рабочее давление. Время опрессовки 15 минут и оформляют акт№1

3. В случаях, когда корпус ПВО подвергался ремонту с применением сварки и токарных работ опрессуют на пробное давление.

Назначение и конструктивные особенности

Превенторный блок является главным элементом комплекта противовыбросового оборудования (ПВО или ОП в различной технической документации). В него входит один или несколько превенторов плашечного, универсального или вращающегося типа. Превентор обеспечивает герметичность устья, предотвращая открытое фонтанирование, не контролируемый выброс воды, газа, нефти из пласта.

Поскольку в процессе бурения в стволе скважины могут находиться бурильные трубы, различный инструмент, производиться технологические операции спуска/подъема, вращения, расхаживания, используются различные плашки или превенторы не одинаковой конструкции:

• трубные плашки – используются при наличии неподвижной колонны бурильных труб в стволе;
• глухие плашки – герметизируют устье в отсутствие труб;
• срезающие плашки – обрезают колонну труб, герметизируют устье над ней;
• гидравлические плашки – более мощный аналог срезающей оснастки, перекусывающий трубы, и удерживающий их на весу;
• плашечный превентор – используется в комплекте с указанной сменной оснасткой;

кольцевой превентор – универсальная конструкция уплотнительного узла позволяет герметизировать любые части бурильной колонны;

роторный герметизатор – вращающийся превентор разработан для герметизации вращающейся колонны бурильных труб.

В первый раз опрессовка превентора осуществляется производителем на заводе. Поскольку акт гидравлических испытаний входит в комплект документации ОП. Далее возможны варианты:

• после установки превентора на устье и каждые 6 месяцев его эксплуатации гидроиспытания выполняются непосредственно на устье скважины;
• во время ремонта превентор отправляют на базу производственного обслуживания БПО, опрессовка производится на стенде внутри ее цехов.

Дополнительно гидроиспытания осуществляются перед особо ответственными технологическими операциями бурения, освоения скважины, например, разбуриванием цементного стакана, вскрытием пласта.

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.

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.

Список используемой литературы:

• Нефть — Википедия
• ἔλαιον. Liddell, Henry George; Scott, Robert; A Greek–English Lexicon at the Perseus Project.
• Экономидес, М. Цвет нефти. Крупнейший мировой бизнес: история, деньги и политика/ Экономидес М., Олини Р. Издательство: «Олимп-Бизнес», 2004. 256 с.
• Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
• Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
• «oil» . Oxford English Dictionary (3rd ed.). Oxford University Press. September 2005. (Subscription or UK public library membership required.)

Особенности давления на устье скважины

Давление на устье скважины можно разделить на две основные категории: гидростатическое давление и давление при прорыве.

Гидростатическое давление

Гидростатическое давление является давлением на устье скважины, вызванное весом столба бурового раствора в скважине. Оно является вертикальным давлением и зависит от плотности жидкости и ее уровня в стволе скважины.

Гидростатическое давление влияет на стабильность устья скважины и необходимо учитывать при выборе и установке превентора. Оно должно быть контролируемым и поддерживаться на заданном уровне для обеспечения безопасности работы на скважине.

Давление при прорыве

Давление при прорыве (или поровое давление) является динамическим давлением, которое возникает в случае не контролируемого выброса нефти или газа из скважины. Это давление может быть значительно выше гидростатического давления и представляет опасность для персонала и окружающей среды.

Превентор позволяет контролировать давление при прорыве, закрывая скважину и прекращая выброс нефти или газа. Он обеспечивает безопасность и предотвращает аварийные ситуации на устье скважины.

Поддержание правильного давления на устье скважины является одной из основных задач нефтяной или газовой компании. Это обеспечивает безопасность работников, сохранность оборудования и защиту окружающей среды.

Регулирование давления на устье скважины — это высокотехнологичный процесс, требующий специального оборудования и квалифицированного персонала. Но благодаря этой работы, нефтяные и газовые компании могут осуществлять добычу полезных ископаемых с высокой степенью безопасности и эффективности.

Давление после установки превентора

После установки превентора на устье скважины, на него должно быть опрессовано определенное давление. Величина этого давления зависит от условий эксплуатации скважины и требований безопасности.

Превентор предназначен для предотвращения возможных аварийных ситуаций на скважине и поддержания безопасных условий работы. После установки превентора регулируется его герметичность, для чего на него подают давление.

Тест на герметичность превентора проводят при помощи специальных испытательных систем или гидравлических манифолдов. Для этого к манифолду подают жидкость или газ под высоким давлением, создавая таким образом условия, близкие к реальным эксплуатационным.

Давление, которое опрессовывается на превенторе, должно быть достаточным для обеспечения его надежной работы. Оно зависит от нескольких факторов, включая глубину и мощность скважины, характеристики рабочей среды и требования безопасности. В большинстве случаев, требуется, чтобы превентор выдерживал давление в диапазоне от 5000 до 15000 фунтов на квадратный дюйм (psi).

В результате опрессовки превентора и проверки его герметичности на скважине создаются условия для безопасной эксплуатации объекта. При необходимости проводятся корректировки и дополнительные испытания, чтобы гарантировать надежность превентора и прдотвратить возникновение аварийных ситуаций в процессе добычи.

Параметры давления	Значение, psi
Минимальное давление для опрессовки превентора	5000-10000
Рабочее давление на скважине	5000-15000
Максимальное давление на скважине	До 20000

Как происходит монтаж противовыбросового оборудования

Для предотвращения негативных выбросов в атмосферу проводятся работы по изоляции скважин. Для этого применяется специализированное техническое противовыбросовое оборудование. Завод «Роснефтемаш» выпускает полный перечень данного оборудования. Оно предназначается для герметизации нефтяных и газовых скважин. Особенностью данного оборудования является его компактные размеры.

Особенности монтажа

Правильный монтаж оборудования производится с учетом:

• инструкций и схем;
• технической документации;
• схем подготовки и обвязки скважины.

В плане работ на ремонт или освоение скважины указывается выбранная схема монтажа. Во время работ можно переходить от одной схемы к другой . Подъем оборудования на высоту производится с помощью строп определенной грузоподъемности.

Подготовка к монтажу ПВО и его установка

Перед началом монтажа оборудования производится планировка близлежащей территории. Это позволяет не допустить разлива технологических жидкостей при эксплуатации скважины. После этого проводится инструктаж бригады относительно безопасного проведения всех работ. На следующем этапе выполняется монтаж подъемника на площадке.

Затем линии обвязки подготавливают для введения жидкостей в скважину. Обязательно нужно проверить расположение мачты и давление в трубе, которое должно отсутствовать. После этого выполняется подготовка запорной компоновки. Размер патрубка подбирается по размеру трубных плашек. Для разноразмерного оборудования необходим переходной переводник

Для запорной компоновки очень важно качество и отсутствие трещин, поэтому все оборудование также тщательно проверяется. Следует произвести его осмотр и очистить фланцы

Корпус превентора также должен быть качественным.