Схема для капитального ремонта скважин 3 категории

1. Выкид. линия длинной не менее 30 м. Должна иметь уклон 1, 5 градуса от устья скважины и закрепляется на опорах через 6-8 м.

2. После герметизации устья скважины необходимо осуществлять контроль за давлением в затрубном пространстве.

Обозначения к схеме 1:

1. К насосным установкам или прямой сброс. 2. Выкидная линия, НКТ D~73mm.

3.Кран высокого давления. 4. Манометр с запорным устройством и разделителем сред  5. Устьевая арматура (АУШГН, АУЭЦН). 6. Аварийная планшайба 7.Вентель 8. Муфта НКТ D=73mm с патрубком

 СХ Е М А

Установки и обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием при капитальном и текущем ремонте скважин первой категории.

15

17

В емкость

Не менее 10 м.

16

13

Условные обозначения:

1. Подъёмный патрубок соответствующий типоразмеру применяемых труб;

2. Шаровой кран типа КШ 73 х 21 МПа, КШ89х21МПа;

3. Ключ к шаровому крану;

4. Дистанционный патрубок соответствующий типоразмеру применяемых труб L=1500 мм;

5. Муфта и переводник соответствующий типоразмеру применяемых труб;

6. Превентор плашечный сдвоенный 1ППС2Ф 152х21МПа;

7. Крестовина фонтанной арматуры 65 х 21 МПа;

8. Манометр с краном высокого давления;

9. Колонная головка;

10. Быстросъемное соединение;

11. Стойка опорная диаметром не менее 73мм задавленная в грунт не менее 2500мм;

12. Дистанционное управление;

13. Щит металлический с толщиной

стенки не менее 5мм;

14. Привод КД 0001;

15. Регулируемый дроссель ДР 65х21МПа;

16.Линия дросселирования длиной не менее 30м из НКТ 73ммх5, 5мм;

17. Тройник 65х21МПа;

18. Задвижки ЗМС 65х21МПа;

Технические условия: Превентор предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с целью предотвращения газонефтеводопроявлений при выполнении освоения, текущего или капитального ремонта скважин, а также при проведении перфорационных, взрывных и других геофизических работ. При наличии в скважине НКТ герметизация осуществляется трубными плашками установленными в верхней части превентора, а при отсутствии НКТ глухими плашками установленными в нижней части превентора.

 

 

Запорная компоновка для перекрытия канала труб, состоящая из подъемного патрубка (соответствующего типоразмеру применяемых труб), шарового крана, дистанционного патрубка (соответствующего типоразмеру применяемых в превенторе плашек) и соединительного переводника, должна находиться рядом с устьем скважины в подготовленном состоянии, с открытым шаровым краном и навёрнутым предохранительным кольцом на ниппеле соединительного переводника.

Конструкция шарового крана должна позволять спускать его в скважину. Патрубки и переводники запорной компоновки должны быть промаркированы клеймением. Длина дистанционного патрубка должна обеспечивать расположение муфты ниже трубных плашек превентора. Высота запорной компоновки должна позволять производить закрытие шарового крана после герметизации кольцевого пространства. Линия дросселиования находится на базе, при необходимости завозится на куст.

С Х Е М А

⇐ Предыдущая567891011121314Следующая ⇒

Поделиться: