Технические требования к конструкции ОП и его составных частей

1. ОП является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях.

2. Все детали и узлы, входящие в комплект ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонной, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.

3. В состав устьевого оборудования в процессе бурения и ремонта скважин входят:

· Оборудование для обвязки обсадных колонн (ОКК),

· ПВО, которое состоит из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, надпревенторной катушки, разъемного жёлоба, манифольда, гидроуправления превенторами и коренными задвижками.

4.Рабочее давление всех составных частей ПВО должно быть рассчитаны на максимально ожидаемое давление, но не менее

«Ро.э.к.».

5.Крестовина устанавливается на колонный фланец или на колонную головку, на которую устанавливается превенторная установка, а к боковым отводам – линии манифольда.

6. Превенторы с гидроприводом обеспечивают возможность расхаживания и проворачивания труб при загерметизированном устье, подвешивание колонны труб на плашке до 140 тонн и удержание труб плашками от выброса под действием скважинного давления

7. Для фиксации плашек превентора, закрытого гпдроприводом, применяется ручной привод – этим же приводом при не исправности станции управления можно закрыть превентор, переведя рукоятку на пульте управления в положение «закрыто».

Требования к монтажу и эксплуатации устьевого оборудования на скважинах ППД согласно ПБ НГП.

Н.А.предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин и контроля режима закачки воды. Н.А. устанавливают на колонную головку или колонный фланец. Через Н.А. проводится спуск инструментов и приборов при исследовании скважин. Н.А. состоит из ёлки трубной обвязки, ёе конструкция обеспечивает возможность измерения «Р» и «Т» среды. Трубная обвязка состоит из крестовины, задвижек и фланцев. Ёлка состоит из стволовых и боковых задвижек, обратного клапана, манометра. Заводы выпускают 3 типа- размера Н. А.:

Показатели	АНК1-65*21	АНК1-65*35	АНК-65*21
Условный проход ствола и боковых отводов, мм
Рабочее давление, МПа
Тип соединения	фланцевый	фланцевый	фланцевый
Тип запорного устройства	ЗМС-1	ЗМС-1	ЗМС-1
Масса,кг

Расшифровка:

А.Н. – арматура нагнетательная,

К – подвеска НКТ на резьбе,

65 – внутренний проход, мм;

1 – первой модели;

0 – облегченная арматура.

После монтажа на устье Н.А. опрессуют на «Рм.о.д.», но не выше «Ро.э.к.» или рабочего давления НА.

Перед монтажом Н.А. необходимо:

1. Тщательно протереть уплотнительные канавки привалочных фланцев ёлки и крестовины, нанести на канавки смазку.
2. Проверить правильность сборки всех соединений.

Перед началом работы проверить:

· Все запорные устройства Н.А. на плавность открытия-закрытия и наличие смазки в полости корпуса путем контрольной набивки смазки.

· Затяжку всех фланцевых соединений.

· Правильность положения указателя открытия-закрытия затвора задвижки.

На участках обслуживания Н.А. должны быть след. принадлежности:

· Манометры

· Запасные задвижки

· Смазка ЛЗ-162

· Уплотнительная паста

· Нагнетатель смазки

· Прокладки, шпильки, гайки

· Комплект ключей

При окружающей температуре ниже 0 Н.А. утепляется.

Требования ПБ НГП при монтаже и эксплуатации Н.А.

На скважине во время монтажа и эксплуатации Н.А. должны быть СИЗ, пожаротушения, средства связи, средства 1-й мед. помощи. В арматуре должны быть запорные устройства, позволяющие заменять манометры.

Монтаж-демонтаж, устранение неисправности, замена узлов и деталей при наличии «Р» запрещается. Не допускается Н.А. при неисправных:

· Манометрах или их отсутствия

· Неисправных клапанах в запорных устройствах

Оборудования устья нагнетательных скважин должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимально ожидаемое давление нагнетания.

Нагнетательная скважина должна оборудоваться НКТ и при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее нагнетаемого агента.

Монтаж и эксплуатация устьевого оборудования

На скважинах с АУШГН.

Наиболее распространён в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

1. СШНГУ (скважинная штанговая глубинная насосная установка) состоит из «СК», устьевой арматуры, колонны НКТ, подвешенных на устьевом вкладыше, насосных штанг, штангового насоса – вставного или невставного (трубного). Возвратно- поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем продукции из скважины на поверхность. При наличии парафина на штангах устанавливают «скребки», очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря. Отбор продукции составляет от нескольких сот кг до 350-400 т/сут. с глубин 3500 м и более.
2. Устьевой патрубок с фланцем и вместе с устьевым вкладышем предназначен для:
• Обвязки и герметизации устья скважины
• Удержания на весу колонны НКТ
• Направления нефти в выкид. линию
• Выполнения различных технологических операций
• Регулирования отбора проведения глубинных исследований

До установки на устье арматура в сборе в условиях мех. мастерских опрессовывается водой на рабочее давление 140 атм с выдержкой 5 мин. Пробное давление равное 1,5*Рраб. Монтаж устьевого патрубка с фланцем производится на эксплуатационную колонну, резьбовая часть должна быть смазана смазкой для ФА марки ЛЗ-162 от -40 до +120 градусов.

1. Полированный шток предназначен для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской. «ПШ» изготавливают круглой холодно-тянутой калиброванной, углеродистой стали марки «40». Выпускаются 3-х типо- размеров:

• Д31мм, L=2600 мм, Р=6,5 т, масса 15 кг.
• Д31мм, L=4600 мм, Р=6,5 т, масса 27 кг.
• Д36мм, L=5600 мм, Р=10 т, масса 46 кг.

1. Сальник устьевой самоустанавливающийся предназначен для герметизации «ПШ». Характерной особенностью «СУС» является шарнирне соединение между головкой сальника и его тройником- для поворота головки в пределах конусного угла «3 градуса» и самоустанавливание по «ПШ»- этим обеспечиваются уменьшение одностороннего износа набивки при несоосности «ПШ» с осью ствола скважины. Сальник устьевой изготавливается 2 типо- размеров: СУС1А-73*31 и СУС2А-73*31

СУС1А – с одинарным уплотнением, предназначенный для скважин с низким статистическим уровнем и без газопроявлений. Выдерживает Р=70 атм при неподвижном «ПШ».

СУС2А – с двойным уплотнением, предназначенный для скважин с высоким статистическим уровнем и с газопроявлениями. Выдерживает наибольшее Р=140 атм при неподвижном «ПШ» и затянутой сальниковой набивкой.

1. После монтажа на устье арматуры должна быть опрессована (без «СУС») на максимально ожидаемое давление, но не выше «Ро.э.к.» или «Рраб.» АУШГН.
2. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки «СУС» при наличии давления в скважине. Замер давления на устье и температуру продукции
3. «СК» предназначен для преобразования вращательного движения в возвратно- поступательное движение плунжера глубинного насоса.

Все движущиеся части СК должны быть ограждены, кондуктор должен быть связан с рамой СК двумя заживляющими проводниками, доступных для осмотра. Стальной канат запрещается применять.