ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»
КОМПОНОВКИ ПОДЗЕМНОГО И УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
Издание официальное
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз» Общество с ограниченной ответственностью
«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»
Москва 2005
Предисловие
РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью
«ТюменНИИгипрогаз»
ВНЕСЕН Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»
УТВЕРЖДЕН Распоряжением ОАО «Газпром» И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ от 14 ноября 2005 г. № 340
5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
© ОАО «Газпром», 2005
© Разработка ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2005
© Оформление ООО «ИРЦ Газпром», 2005
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
II
Содержание
Область применения 1
Нормативные ссылки 1
Термины, определения, обозначения и сокращения 2
Требования к компоновкам подземного и устьевого оборудования 2
Требования к подземному и устьевому оборудованию 8
Требования к подземному оборудованию 8
Требования к устьевому оборудованию 13
Требования к монтажу компоновок оборудования 16
Требования промышленной, пожарной и противофонтанной безопасности 17
Приложение А (обязательное) Компоновки подземного оборудования 19
Приложение Б (рекомендуемое) Компоновки устьевого оборудования 26
Библиография 28
III
СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА
«ГАЗПРОМ»
КОМПОНОВКИ ПОДЗЕМНОГО И УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ
Дата введения — 2006-01-01
Область применения
Настоящий стандарт распространяется на компоновки подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин месторождений полуострова Ямал, в частности Бованенковского и Харасавэйского месторождений.
Стандарт устанавливает основные технические требования к компоновкам подземного и устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин, их монтажу, к оборудованию, входящему в состав компоновок, а также требования, обеспечивающие промышленную, пожарную и противофонтанную безопасность.
Стандарт предназначен для использования в проектах разработки и обустройства месторождений полуострова Ямал, в проектах на строительство газовых и газоконденсатных скважин, при их эксплуатации и для руководства при конструировании оборудования.
Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты: ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия ГОСТ 5949-75 Сталь сортовая и калиброванная коррозионно-стойкая, жаростойкая и
жаропрочная. Технические требования
ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции
ГОСТ 13862-90 Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
Издание официальное
ГОСТ 23979-80 Переводники для насосно-компрессорных труб. Технические условия ГОСТ 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования. Типы, основные пара-
метры и размеры
ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения ГОСТ 30196-94 Головки колонные. Типы, основные параметры и присоединительные
размеры
ГОСТ Р 51365-99 (ИСО 10423-94) Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое.
Общие технические условия
ГОСТ Р 52203-2004 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические усло-
вия
ОСТ 39-137-81 Переводники для обсадных колонн. Технические условия
СТО Газпром РД 1.2-094-2004 Инструкция по организации и безопасному ведению ра-
бот при ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов
Термины, определения, обозначения и сокращения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, ГОСТ 28996, ГОСТ Р 51365 и следующие термины с соответствующими определениями:
компоновка подземного и устьевого оборудования скважины: Комплект оборудования, размещенный в определенной технологической последовательности и предназначенный для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.
запакеровка пакера: Приведение пакера в рабочее положение.
лифтовая труба: Труба, используемая в составе лифтовой колонны.
гидроуправляемая задвижка (клапан): Бесконтактно регулируемая задвижка (клапан), управление которой осуществляется жидким рабочим агентом от станции управления.
3.2 В настоящем стандарте используются следующие обозначения и сокращения: ТЛТ – труба лифтовая теплоизолированная;
КПО – комплекс подземного скважинного оборудования; НКТ – насосно-компрессорная труба;
К1 – обозначение коррозионно-стойкого исполнения оборудования; ХЛ – обозначение исполнения для района с холодным климатом; БРС – быстроразъемное соединение;
ПВО – противовыбросовое оборудование; ППА – передвижной подъемный агрегат;
УКПГ – установка комплексной подготовки газа.
Требования к компоновкам подземного и устьевого оборудования
Эксплуатационные газовые и газоконденсатные скважины на месторождениях полу-
острова Ямал могут эксплуатироваться по пакерным или беспакерным (при расстояниях между устьями более 40 м) схемам компоновок подземного оборудования, показанным на рисунках 1 и 2.
Компоновки подземного оборудования газовых и газоконденсатных скважин для конкретных продуктивных пластов Бованенковского и Харасавэйского месторождений приведены в приложении А. Типоразмер и конструктивное исполнение подземного оборудования определяются техническими требованиями ОАО «Газпром» при формировании заказа заводу-изготовителю.
Скважины по пакерной схеме должны оснащаться лифтовой колонной из насоснокомпрессорных труб с высокогерметичными резьбовыми соединениями типа VAМ по стандарту API Spec 5СТ [1] в хладостойком (арктическом) исполнении, скважины по беспакерной схеме – из гладких насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633 или стальных бесшовных обсадных труб по ГОСТ 632 с короткой треугольной резьбой.
Диаметр лифтовой колонны должен определяться проектом разработки месторождения, исходя из производительности скважины.
Выбор труб для комплектации лифтовой колонны проводится на стадии проектирования на основе расчетов их прочностных характеристик в соответствии с требованиями инструкции [2].
Верхнюю часть лифтовой колонны допускается монтировать из ТЛТ в хладостойком исполнении (например, ТЛТ по ТУ 14183-023-03318234-2004 [3]) с резьбовыми соединениями, указанными в 4.2.
Коэффициент теплопроводности изоляции ТЛТ должен быть не выше 0,005 Вт/(мК).
Длина секции ТЛТ определяется проектом на строительство скважин с учетом теплофизических и механических характеристик мерзлых пород и глубины их залегания. Наружный диаметр секции ТЛТ для скважин с лифтовыми колоннами диаметром 127 мм должен быть не более 177,8 мм, с лифтовыми колоннами диаметром 114 и 102 мм – не более 168,3 мм, а с лифтовыми колоннами диаметром 89 и 73 мм, соответственно, 168,3 и 139,7 мм.
Группа прочности, тип резьбового соединения и исполнение наружных труб секции ТЛТ определяются техническими требованиями ОАО «Газпром» при формировании заказа заводу-изготовителю.
В составе лифтовой колонны на глубине 50 м должен монтироваться приустьевой клапан-отсекатель, управляемый с поверхности от гидравлической станции управления [4].
Технические требования к приустьевому клапану-отсекателю указаны в 5.1.1.
При пакерной схеме в составе лифтовой колонны над продуктивным пластом должен монтироваться КПО, состоящий:
из телескопического соединения;
а) с гладкими насосно-компрессорными б) с теплоизолированными лифтовыми трубами трубами
1 – трубка управления; 2 – клапан-отсекатель приустьевой; 3 – соединение телескопическое; 4 – клапан ингибиторный; 5 – клапан циркуляционный; 6 – разъединитель колонны;
7 – пакер; 8 – ниппель посадочный; 9 – хвостовик подпакерный; 10 – воронка; 11 – труба насосно-компрессорная; 12 – труба лифтовая теплоизолированная
Рисунок 1 – Компоновки подземного оборудования газовых и газоконденсатных скважин (пакерные схемы)
а) с гладкими насосно-компрессорными б) с теплоизолированными трубами лифтовыми трубами
1 – трубка управления; 2 – клапан-отсекатель приустьевой; 3 – труба насосно-компрессорная; 4 – воронка; 5 – труба лифтовая теплоизолированная
Рисунок 2 – Компоновки подземного оборудования газовых и газоконденсатных скважин (беспакерные схемы)
ингибиторного клапана;
циркуляционного клапана;
разъединителя колонны;
пакера;
посадочного ниппеля.
Допускается не устанавливать ингибиторный клапан в случае отсутствия в стволе скважины условий гидратообразования.
Технические требования к составляющим элементам КПО указаны в 5.1.2 5.1.7.
В составе лифтовой колонны ниже КПО должен монтироваться подпакерный хвостовик из гладких НКТ по ГОСТ 633 или ГОСТ Р 52203, на башмаке которого устанавливается воронка соответствующего типоразмера по каталогу [5].
Низ лифтовой колонны при беспакерной схеме должен быть оборудован воронкой соответствующего типоразмера [5].
Рабочая среда для компоновок подземного и устьевого оборудования – пластовый газ метанового до 98 % состава, с содержанием углекислого газа от 0,1 до 0,9 % и не содержащего сероводорода.
Подземное скважинное оборудование должно быть выполнено в коррозионно-стойком исполнении К1 по ГОСТ 5949 и ХЛ по ГОСТ 15150, наработка до отказа должна быть не менее 20 лет.
Устье скважины должно быть оборудовано колонной головкой по ГОСТ 30196, трубной головкой и елкой фонтанной арматуры по ГОСТ 13846 в исполнении К1 и ХЛ по схеме, показанной на рисунке 3. Конструктивное исполнение устьевого оборудования определяется техническими требованиями ОАО “Газпром” при формировании заказа заводу-изготовителю. Технические требования к устьевому оборудованию указаны в 5.2.
Колонная головка должна обеспечивать обвязку всех обсадных колонн, входящих в конструкцию газовых и газоконденсатных скважин.
Трубная головка фонтанной арматуры должна обеспечивать спуск и подъем лифтовой колонны с учетом смонтированных в ее составе КПО, ТЛТ и приустьевого клапана-отсекателя с трубкой управления.
Елка фонтанной арматуры должна оборудоваться одной гидроуправляемой задвижкой на стволе, одной гидроуправляемой задвижкой и гидроуправляемым дроссельным угловым клапаном, смонтированными на рабочей струне.
Дистанционное управление гидроуправляемыми задвижками, гидроуправляемым дроссельным клапаном и приустьевым клапаном-отсекателем должно осуществляться от гидравлической станции управления.
Отводы манифольда фонтанной арматуры должны оборудоваться БРС (например, по ТУ 39-00147001-138-95 [6]) для присоединения к ним насосных установок при закачивании в скважину ингибитора гидратообразования или технологическом глушении скважины.
на станцию управления Б
13 13
7
1
2
6
5
3
13 Б
7
5
8
4 13
А
6
12 8
А
9 9
11 10
12 11
12
а) б)
а) с односекционной колонной головкой б) с двухсекционной колонной головкой 1 – елка фонтанной арматуры; 2 – клапан гидроуправляемый дроссельный угловой;
3 – задвижка гидроуправляемая; 4 – задвижка ручная; 5 – корпус трубной головки;
6 – подвеска лифтовой колонны; 7 – переходник трубной головки; 8 – колонная головка; 9 – кондуктор; 10 – техническая колонна; 11 – эксплуатационная колонна;
12 – лифтовая колонна; 13 – трубка управления
Рисунок 3 – Компоновка устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин
Во время эксплуатации скважины БРС должны быть герметично заглушены.
Струны фонтанной арматуры должны располагаться параллельно линии размещения скважин на кустовой площадке, а выкидная линия – перпендикулярно.
Компоновки устьевого оборудования газовых и газоконденсатных скважин для конкретных продуктивных пластов Бованенковского и Харасавэйского месторождений приведены в приложении Б.
Требования к подземному и устьевому оборудованию
Требования к подземному оборудованию
Приустьевой клапан-отсекатель должен герметично перекрывать проходное сечение лифтовой колонны при возникновении аварийной ситуации или проведении технологических операций на газовых и газоконденсатных скважинах, требующих отсечения пласта от устья.
Приустьевой клапан-отсекатель должен монтироваться в составе лифтовой колонны и спускаться в скважину в открытом положении.
Приустьевой клапан-отсекатель для сеноман-аптских и неокомских отложений с лифтовыми колоннами диаметром 127, 114 и 102 мм, в соответствии с таблицами А.1, А.2, А.4 и А.5 (приложение А), должен иметь следующие технические характеристики:
перепад давления, выдерживаемый запорным органом клапана,МПа . . . . . . . . . . . .1-5;
максимальное рабочее давление в линии управления, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45;
максимальный наружный диаметр клапана, мм:
для лифтовой колонны диаметром 127 и 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .175;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .160;
диаметр проходного сечения клапана, мм:
для лифтовой колонны диаметром 127 и 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .85;
присоединительная резьба:
при пакерной схеме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM 127, 114, 102;
при беспакерной схеме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .по ГОСТ 633;
длина трубки управления (на барабане), м, не менее . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Приустьевой клапан-отсекатель для неоком-юрских отложений с лифтовыми колоннами диаметром 89 мм, в соответствии с таблицами А.2, А.3, А.5 и А.6 (приложение А), должен иметь следующие технические характеристики:
перепад давления, выдерживаемый запорным органом клапана, МПа . . . . . . . . . . .1-5;
максимальное рабочее давление в линии управления, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
максимальный наружный диаметр клапана, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .130-140;
диаметр проходного сечения клапана, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
присоединительная резьба:
при пакерной схеме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM 89;
при беспакерной схеме . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .треугольная по ГОСТ 633;
длина трубки управления (на барабане), м, не менее . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Телескопическое соединение должно обеспечивать снятие натяжения лифтовой колонны, возникающего при запакеровке пакера, и компенсировать температурное изменение ее длины.
Телескопическое соединение должно иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
диаметр проходного сечения, мм:
для лифтовой колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .108;
для лифтовой колонны диаметром 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72;
длина хода, мм:
при укорочении . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500;
при удлинении:
для лифтовой колонны диаметром 127 и 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1000;
для лифтовой колонны диаметром 102 и 89 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2000;
максимальный наружный диаметр, мм :
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102;
максимальная длина, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5500;
присоединительная резьба . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Ингибиторный клапан должен обеспечивать подачу ингибиторов разного назначения из затрубного пространства скважины в трубное пространство.
Ингибиторный клапан должен иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70;
максимальный перепад давления открытия клапана, МПа, не более . . . . . . . . . . . . . . .5;
диаметр проходного сечения, мм :
для лифтовой колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .108;
для лифтовой колонны диаметром 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .72;
максимальный наружный диаметр, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102;
максимальная длина, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500;
присоединительная резьба . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Циркуляционный клапан должен обеспечивать в процессе ремонта при проведении различных технологических операций временное сообщение затрубного пространства скважины с трубным пространством.
Циркуляционный клапан должен иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа :
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
диаметр проходного сечения, мм :
для лифтовой колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100;
для лифтовой колонны диаметром 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .89;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74;
суммарная площадь перепускных отверстий, мм2, не менее . . . . .площади проходного
сечения лифтовой колонны;
максимальный наружный диаметр, мм
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .146;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102;
максимальная длина, мм, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1200;
присоединительная резьба . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Допускается совмещение в одном изделии функций циркуляционного и ингибиторного клапанов.
Разъединитель колонны должен обеспечивать разъединение и повторное соединение лифтовой колонны с пакером.
Разъединитель колонны должен иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
диаметр проходного сечения, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80; для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80; для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70-74; для эксплуатационной колонны диаметром 140 и 127 мм и
лифтовой колонны диаметром 89 мм; . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42-50;
максимальный наружный диаметр, мм
для эксплуатационной колонны диаметром 178 и 168 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . .140; для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102;
максимальная длина, мм, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .140;
присоединительная резьба . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Функции разъединителя колонны разрешается предусмотреть в конструкции пакера.
Пакер должен обеспечивать надежную герметизацию затрубного пространства скважины между эксплуатационной и лифтовой колоннами.
Пакер должен иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
максимальное давление запакеровки пакера, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,9 Pрабочего;
максимальный диаметр проходного сечения, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и
лифтовой колонны диаметром 127; 114 и 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80; для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и
лифтовой колонны диаметром 127; 114 и 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70; для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм и
лифтовой колонны диаметром 89 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .50; для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм и
лифтовой колонны диаметром 89 и 73 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .40;
максимальный наружный диаметр, мм:
для эксплуатационной колонны диаметром 178 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .150;
для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .140;
для эксплуатационной колонны диаметром 140 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112;
для эксплуатационной колонны диаметром 127 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102;
максимальная длина, мм, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2000;
присоединительная резьба . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Посадочный ниппель должен обеспечивать установку в нем глубинных измерительных приборов или глухой пробки.
Посадочный ниппель должен иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
диаметр проходного сечения, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .на 23 мм меньше диаметра
проходного сечения пакера;
максимальный наружный диаметр, мм:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .136;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .112;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .102;
максимальная длина, мм, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .400;
присоединительная резьба . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .VAM;
наработка до отказа, лет, не менее 20.
Допускается применение оборудования, указанного в 5.1.1-5.1.7, с высокогерметичными резьбами типа VAM-TOP, Ks Bear, Blue, с параметрами, аналогичными резьбе VAM
по стандарту [1].
Требования к устьевому оборудованию
Колонная головка должна обеспечивать возможность подвешивания обсадных колонн, герметизацию и контроль давления в пространстве между эксплуатационной (технической) колонной и кондуктором, а также проведение ряда технологических операций, установку ПВО в процессе бурения и оборудования устья в процессе эксплуатации.
Колонная головка должна иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
диаметр обвязываемых колонн, мм:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .245; 324;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .245; 324;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .178; 245; 324;
резьба под кондуктор по ГОСТ 632, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .ОТТМ-324 (У-324);
нижний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .350х21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .350х35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .350х70;
верхний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280х21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280х35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280х70.
Трубная головка фонтанной арматуры должна обеспечивать возможность подвешивания лифтовой колонны, контроля давления и управления потоком скважинной среды в затрубном пространстве, смену елки фонтанной арматуры под давлением.
Трубная головка должна иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
диаметр подвешиваемой лифтовой колонны, мм:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . .ТЛТ178/127; ТЛТ168/114; 127; 114; для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .ТЛТ168/102; ТЛТ140/89; 102; 89;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .ТЛТ127/89; 89;
нижний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280х21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280х35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .280х70;
верхний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230х21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230(180)х35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180х70;
минимальный условный проход стволовой части, мм:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .205;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .205;
для юрских пластов 150.
Елка фонтанной арматуры должна обеспечивать направление отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирование и контроль за работой скважины.
Елка фонтанной арматуры должна иметь следующие технические характеристики:
рабочее давление, МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .70;
условный проход стволовой части, мм:
для лифтовых колонн диаметром 127 и 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100;
для лифтовых колонн диаметром 102 и 89 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80;
условный проход боковых отводов, мм:
для лифтовых колонн диаметром 127 и 114 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100;
для лифтовой колонны диаметром 102 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80;
для лифтовой колонны диаметром 89 мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .65;
нижний фланец по ГОСТ 28919, мм х МПа:
для сеноман-аптских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230х21;
для неокомских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .230(180)х35;
для юрских пластов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180х70.
Задвижка гидроуправляемая должна дистанционно перекрывать проходное отверстие ствола или рабочей струны елки фонтанной арматуры. Время закрытия задвижки не менее 30 с.
Клапан гидроуправляемый дроссельный угловой должен дистанционно регулиро-
вать режим работы газовых и газоконденсатных скважин.
Клапан гидроуправляемый дроссельный угловой должен иметь следующие технические характеристики:
диапазон регулирования, млн м3/сут . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .от 0,4 до 1,2;
условное давление, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21; 35; 70;
условный проход, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .100; 80; 65;
условная пропускная способность, м3/ч, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80;
условный ход штока, мм . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32;
тип исполнительного механизма . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .прямоходный, гидравлический
с ручным дублером, нормально-закрытый;
тип присоединения к трубопроводу . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .фланцы по ГОСТ 28919;
габаритные размеры клапана, мм, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1100х500х550;
масса, кг, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .250;
длина трубки управления (на барабане), м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .500;
срок службы, лет, не менее 20.
БРС должно обеспечивать быстрое соединение и разъединение боковых отводов фонтанной арматуры с присоединительными трубками насосных установок. Резьба БРС должна соответствовать ответной резьбе на присоединительных трубках.
Гидравлическая станция управления должна предусматривать дистанционное, автоматическое и ручное управление гидроуправляемыми задвижками и дроссельным угловым клапаном фонтанной арматуры, приустьевым клапаном-отсекателем.
Гидравлическая станция должна открывать фонтанную арматуру в следующей последовательности: приустьевой клапан-отсекатель, гидроуправляемая задвижка на стволе фонтанной арматуры, гидроуправляемая задвижка на рабочей струне фонтанной арматуры.
Гидравлическая станция должна закрывать фонтанную арматуру в обратной последовательности.
Интервал времени между последовательным закрытием гидроуправляемых задвижек и приустьевого клапана-отсекателя должен быть регулируемым и составлять 10-40 с.
Гидравлическая станция управления должна обеспечивать автоматическое отключение скважины (закрытие гидроуправляемых задвижек и приустьевого клапана-отсекателя) в следующих случаях:
в случае пожара при повышении температуры свыше 100 °С в месте расположения плавкой предохранительной пробки;
при уменьшении или увеличении давления газа в рабочей струне (за гидроуправляемым дроссельным угловым клапаном) до установленных значений в диапазоне 1-13 МПа;
по команде с блока управления.
Гидравлическая станция управления должна обеспечивать только местное ручное включение скважины (открытие приустьевого клапана-отсекателя и гидроуправляемых задвижек).
Гидравлическая станция управления должна обеспечивать визуальный контроль следующих параметров:
гидравлическое давление в линиях управления работой гидроуправляемых задвижек;
гидравлическое давление в системе управления;
гидравлическое давление в линии управления приустьевым клапаном-отсекателем;
гидравлическое давление в линии управления гидроуправляемым дроссельным угловым клапаном.
Гидравлическая станция управления должна иметь следующие технические характеристики:
количество управляемых запорных органов, шт . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12;
рабочее давление в блоке пневмо-гидроаккумуляторов, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36;
давление рабочего агента, подаваемого в гидроцилиндры гидроуправляемых задвижек, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14-21;
давление рабочего агента, подаваемого в гидроцилиндр приустьевого
клапана-отсекателя, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28;
давление рабочего агента, подаваемого в гидроцилиндр гидроуправляемого дроссельного углового клапана, МПа . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9-21;
рабочая температура, °С . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .от минус 60 до плюс 100;
срок службы, лет, не менее 20.
Требования к монтажу компоновок оборудования
Спуск компоновки подземного оборудования следует проводить после окончания работ по креплению скважины и шаблонированию эксплуатационной колонны до проектной глубины, но не ниже интервалов, указанных в приложении А.
Сборку компоновки подземного оборудования следует проводить в соответствии со схемами, приведенными на рисунках 1, 2, начиная с низа компоновки.
Присоединение лифтовых труб, НКТ и подземного оборудования, имеющих разные диаметры резьбовых соединений, следует проводить через переводники. Переводники для насосно-компрессорных труб должны быть выполнены в соответствии с ГОСТ 23979, переводники для лифтовых труб диаметром 127,0 мм – в соответствии с ОСТ 39-137.
Спуск пакера, во избежание повреждения уплотнительных элементов, следует проводить плавно, со скоростью не более 0,25 м/с.
Для удобства открытия-закрытия циркуляционного клапана между ним и пакером
следует монтировать одну НКТ.
Приустьевой клапан-отсекатель необходимо спускать в скважину в открытом положении.
Компоновка подземного оборудования должна быть закреплена в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры, как показано на рисунке 3.
На трубную головку следует установить елку фонтанной арматуры и, в соответствии с требованиями правил [7], опрессовать на давление опрессовки эксплуатационной колонны. При монтаже елки фонтанной арматуры гидроуправляемые задвижки и дроссельный уг-
ловой клапан следует устанавливать в местах, как показано на рисунке 3.
После установки компоновки устьевого оборудования необходимо провести запакеровку пакера с помощью глухой пробки по инструкции изготовителя. Глухая пробка должна входить в комплект КПО, обеспечивать надежное перекрытие внутренней полости лифтовых труб и устанавливаться в посадочном ниппеле.
После запакеровки пакера следует заполнить надпакерное затрубное пространство скважины инертной незамерзающей жидкостью на водной или углеводородной основах или инертным или природным газом и проверить герметичность пакера созданием давления в затрубном пространстве скважины. При отсутствии падения давления в затрубном пространстве скважины в течение 30 мин пакер можно считать герметичным.
Требования промышленной, пожарной и противофонтанной безопасности
Работы по оснащению скважин подземным и устьевым оборудованием должны осуществляться на основании плана работ, согласованного с организацией-недропользователем и с филиалом СВЧ ООО «Газобезопасность» и утвержденного исполнителем работ.
Перед проведением работ по оснащению подземным и устьевым оборудованием скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запасом материалов и химических реагентов согласно плану работ.
Во время проведения работ по оснащению скважин подземным и устьевым оборудованием на устье должно быть смонтировано ПВО по ГОСТ 13862, испытано на максимально ожидаемое в процессе работ давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны.
При спуске лифтовой колонны в скважину необходимо иметь на устье специальную опрессованную НКТ с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном), по диаметру и прочностной характеристике соответствующей верхней секции используемой лифтовой колонны. НКТ, переводник и шаровой кран должны быть окрашены в красный цвет. На рабочей площадке должен быть второй запасной шаровой кран или обратный клапан.
При появлении любых газопроявлений необходимо загерметизировать устье превен-
тором.
Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует проводить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье – на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок должны быть оформлены актами.
Применяемая при оснащении скважин подземным и устьевым оборудованием техника должна располагаться от устья на расстоянии не ближе 25 м с наветренной стороны, за исключением ППА, размещаемого около устья скважины. Выхлопные трубы должны оборудоваться искрогасителями.
Гидравлическая станция управления должна быть размещена на расстоянии не менее 25 м от устья скважины.
Жидкость, применяемая при глушении скважин, должна быть негорючей, взрывои пожаробезопасной.
Запрещается курить, применять открытый огонь в пределах охранной зоны (50 м).
Инженерно-технические работники и рабочие, осуществляющие работы по оснащению скважин подземным и устьевым оборудованием, должны пройти специальный инструктаж по безопасному ведению работ в соответствии с ВРД 39-1.14-021-2001 [8].
Бригады должны быть обучены и проинструктированы безопасному ведению работ на случай “выброса” в соответствии с планом ликвидации аварий [7].
Бригады должны быть обеспечены надежной двухсторонней телефонной или радиосвязью с постоянным вызовом, первичными средствами пожаротушения согласно нормам, регламентируемым Правилами пожарной безопасности [9, 10].
Рабочие должны быть проинструктированы о необходимых мерах безопасности при выполнении указанных работ с записью в журнал инструктажа.
Бригады должны обеспечиваться спецодеждой, спецобувью, защитными касками (зимой – с утепленными подшлемниками) и другими средствами индивидуальной защиты.
Спецодежда, предназначенная для использования на взрывопожароопасных объектах или взрывопожароопасных участках производства, должна быть изготовлена из термостойких и антистатических материалов.
В случае возникновения аварийной ситуации или открытого фонтана работы по их ликвидации должны осуществляться силами филиала СВЧ ООО «Газобезопасность» в соответствии с СТО Газпром РД 1.2-094.
Приложение А (обязательное)
Компоновки подземного оборудования
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
19
Таблица А.1 – Компоновки подземного оборудования газовых скважин Бованенковского месторождения при пакерной схеме
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
20
Т а б л и ц а А.2 – Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин Бованенковского месторождения при пакерной схеме
О к о н ч а н и е т а б л и ц ы А.2
СТО Газпром 2-3.3-044-2005
22
Т а б л и ц а А.3 – Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин Харасавэйского месторождения при пакерной схеме
Т а б л и ц а А.4 – Компоновки подземного оборудования газовых скважин Бованенковского месторождения при беспакерной схеме
Т а б л и ц а А.5 – Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин Бованенковского месторождения при беспакерной схеме
Т а б л и ц а А.6 – Компоновки подземного оборудования газоконденсатных скважин Харасавэйского месторождения при беспакерной схеме
Приложение Б (обязательное)
Компоновки устьевого оборудования
Т а б л и ц а Б.1 – Устьевое оборудование для газовых скважин Бованенковского месторождения
Т а б л и ц а Б.2 – Устьевое оборудование для газоконденсатных скважин Бованенковского месторождения
Т а б л и ц а Б.3 – Устьевое оборудование для газоконденсатных скважин Харасавэйского месторождения
Библиография
[1] Международный стандарт Американского нефтяного института
[2] Руководящий документ
РД 39-1-306-79
[3] Технические условия
ТУ 14183-023-03318234-2004
[4] Технические условия
КМЕВ 611449.001 ТУ
[5] Каталог
[6] Технические условия
ТУ 39-00147001-138-95
[7] Правила безопасности
ПБ 08-624-03
[8] Руководящий документ
ВРД 39-1.14-021-2001
API Spec 5СТ, Specification for Casing and Tubing (US Customary Units), Fourin Edition, November, 1992.
Инструкция по расчету колонн насосно-компрессорных труб.– Куйбышев: ВНИИТнефть, 1998.– 69 с.
Труба лифтовая теплоизолированная в хладостойком исполнении ТЛТ 168-114-ХЛ. Технические условия.Ижевск: ЗАО «Инновационные технологии», 2004.
Станция управления фонтанной арматурой СУФА12. Технические условия. –Воронеж, ООО НТЦ «Космос-Нефть-Газ», 2005.
Скважинный ловильный и режущий инструмент. Каталог. – М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1988.
Соединение быстросборное. Технические условия. – Нефтекамск: НПО «Бурение», 1995.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: ФГУП «НТЦ по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. – 312 с.
Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в Открытом акционерном обществе «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 2001.
[9] Правила пожарной безопасности ВППБ 01-04-98
[10] Правила пожарной безопасности
ППБ 01-03
Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности. – М.: ИРЦ Газпром, 1998. – 194 с.
Правила пожарной безопасности в Российской Федерации. – М.: ГУГПС МЧС России,
ФГУ ВНИИПО МЧС России, 2003. – 180 с.
ОКС 75.180.10 ОКП 36 6500
Ключевые слова: компоновка подземного оборудования, компоновка устьевого оборудования, газовая скважина, газоконденсатная скважина, приустьевой клапан-отсекатель, комплекс подземного скважинного оборудования, пакерная схема, беспакерная схема
Корректор А.В. Казакова
Компьютерная верстка Н.А. Волянская
ИД № 01886. Подписано в печать 24.01.2006 г. Формат 60х84/8. Гарнитура “Ньютон”. Тираж 95 экз. Усл. печ. 4,25 л. Уч-изд. л. 3,5. Заказ 20.
ООО “ИРЦ Газпром” 117630, Москва, ул. Обручева, д. 27, корп. 2. Тел.: (095) 719-64-75, 719-31-17.
Отпечатано в ЗАО “Издательский Дом Полиграфия”.