Р Газпром 2-3.3-555-2011

Главная Учебники Газпром

поиск по сайту

содержание .. 232 233 234 235 236 237 ..

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

РЕКОМЕНДАЦИИ ОРГАНИЗАЦИИ

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВНУТРИСКВАЖИННОМУ ОБОРУДОВАНИЮ, ФОНТАННОЙ АРМАТУРЕ И ОБВЯЗКЕ УСТЬЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ НАДЫМ-ПУР-ТАЗОВСКОГО РЕГИОНА ПО КОНЦЕНТРИЧЕСКИМ ЛИФТОВЫМ КОЛОННАМ

Р Газпром 2-3.3-555-2011

Издание официальное

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

Москва 2011

Предисловие

РАЗРАБОТАНЫ
ВНЕСЕНЫ
УТВЕРЖДЕНЫ
ВВЕДЕНЫ ВПЕРВЫЕ
СРОК ДЕЙСТВИЯ

Обществом с ограниченной ответственностью «Научноисследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ»

Управлением по добыче газа и газового конденсата (нефти) Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром»

начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» 13 ноября 2009 года

2 года

Распространение настоящих рекомендаций осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

Область применения 1
Нормативные ссылки 1
Термины, определения, обозначения и сокращения 2
Рабочая среда 2
Требования к оборудованию, не подлежащему замене 3
Перечень оборудования, подлежащего демонтажу или замене 4
Требования к оборудованию, подлежащему монтажу 4
Требования к положению башмаков лифтовых колонн 6
Дополнительные требования к оборудованию 6
Требования безопасности и защиты окружающей среды 6
Монтаж, эксплуатация и обслуживание оборудования 7

Библиография 8

III

Введение

Рекомендации разработаны в соответствии с Программой научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2009 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером (от 16.02.2009 № 01-15).

Разработка рекомендаций проведена по договору № 1065-08-1 «Анализ промысловых испытаний технологии эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам».

Рекомендации разработаны с целью определения требований к внутрискважинному и устьевому оборудованию, необходимому для реконструкции скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона при переводе на эксплуатацию по концентрическим лифтовым колоннам.

При разработке данных рекомендаций использовалась статья из журнала «Наука и техника в газовой промышленности» (№ 4, 2008 г.).

Рекомендации разработаны ООО «Газпром ВНИИГАЗ» авторским коллективом в составе: начальник лаборатории, к.т.н. И.В. Шулятиков, заведующий сектором Х.А. Кулахмедов, заведующий сектором С.А. Мельников, ведущий научный сотрудник, к.т.н. В.И. Шулятиков, ведущий научный сотрудник, к.т.н. С.И. Назаров, младший научный сотрудник Ю.В. Одинцова, техник Е.В. Воронина.

РЕКОМЕНДАЦИИ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВНУТРИСКВАЖИННОМУ ОБОРУДОВАНИЮ, ФОНТАННОЙ АРМАТУРЕ И ОБВЯЗКЕ УСТЬЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ НАДЫМ-ПУР-ТАЗОВСКОГО РЕГИОНА ПО КОНЦЕНТРИЧЕСКИМ ЛИФТОВЫМ КОЛОННАМ

Дата введения – 2011-11-17 Срок действия – 2 года
1. Область применения
  1. Настоящие рекомендации определяют требования к внутрискважинному оборудованию, фонтанной арматуре и обвязке устья скважин для реконструкции и эксплуатации скважин сеноманских залежей Надым-Пур-Тазовского региона по концентрическим лифтовым колоннам.
  2. Настоящие рекомендации предназначены для использования газодобывающими предприятиями ОАО «Газпром», научно-исследовательскими и проектными организациями ОАО «Газпром», разрабатывающими проектные документы и выполняющими авторский надзор за разработкой месторождений, а также предприятиями, занимающимися ремонтом скважин, изготовлением и поставкой оборудования.
2. Нормативные ссылки
  
  дарты:
  
  В настоящих рекомендациях использованы нормативные ссылки на следующие стан-
  
  ГОСТ 12.0.003-74 Система стандартов безопасности труда. Опасные и вредные произ-
  
  водственные факторы. Классификация
  
  ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия
  
  ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. 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 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования. Типы, основные параметры и размеры
  
  ГОСТ Р 51365-99 Оборудование нефтепромысловое добычное устьевое. Общие технические условия
  
  ГОСТ Р 52203-2004 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия
  
  Примечание – При пользовании настоящими рекомендациями целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящими рекомендациями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3. Термины, определения, обозначения и сокращения
  1. В настоящих рекомендациях применены следующие термины с соответствующими определениями и сокращениями:
    1. основная лифтовая колонна; ОЛК: Лифтовая колонна, составленная из насоснокомпрессорных или обсадных труб различного типоразмера по ГОСТ Р 52203 или ГОСТ 632, предназначенная для доставки продукции скважины от забоя к ее устью.
    2. центральная лифтовая колонна; ЦЛК: Лифтовая колонна меньшего диаметра, концентрично размещенная в основной лифтовой колонне.
    3. межтрубное кольцевое пространство; МКП: Пространство между центральной лифтовой колонной и основной лифтовой колонной.
  2. В настоящих рекомендациях применены следующие обозначения:
    
    Ду – условный диаметр, мм;
    
    Дцлк – внутренний диаметр труб центральной лифтовой колонны, мм; Долк – внутренний диаметр труб основной лифтовой колонны, мм; Двн – внутренний диаметр, мм.
4. Рабочая среда
  
  Рабочей средой является газ сеноманских залежей месторождений Надым-ПурТазовского региона, состоящий из метана (более 98 %), кроме того:
  - доля тяжелых углеводородов в среднем составляет 0,0662 %;
  - доля азота от 0,5 % до 1,3 %;
  - доля углекислого газа от 0,1 % до 0,5 %;
  - доля инертных газов менее 0,01 %;
  - доля водорода менее 0,05 %;
  - также в состав входят конденсационная вода, механические примеси (песок, водоглинопесчаная смесь), пластовая и техническая вода;
  - сероводород и углеводороды С5+В отсутствуют. Относительная плотность газа по воздуху составляет 0,564.
5. Требования к оборудованию, не подлежащему замене
  1. Схема внутрискважинного оборудования и фонтанной арматуры представлена на рисунке 1.
    
    1– эксплуатационная колонна; 2 – основная лифтовая колонна; 3 – фонтанная арматура;
    
    4 – трубодержатель ОЛК; 5 – колонная головка; 6 – резьбовой колонный фланец; 7 – резьбовой трубный фланец; 8 – трубная головка; 9 – факельная линия; 10 – задавочная линия; 11 – центральная лифтовая колонна; 12 – трубодержатель ЦЛК; 13 – трубная головка ЦЛК; 14 – конусная воронка;
    
    15 – коренная задвижка; 16 – надкоренная задвижка; 17 – устьевая крестовина; 18–21 – струнные задвижки; 22 – регулируемый дроссель; 23 – буферная задвижка; 24 – инструментальный фланец; 25 – показывающий манометр; 26–29 – струнные задвижки; 30 – регулируемый дроссель;
    
    31 – инструментальный фланец; 32, 33 – фланцы; 34 – управляющий комплекс;
    
    35–38 – трубопроводы; 39 – запорная арматура; 40–42 – фланцы; 43, 44 – трубопроводы; 45 – задвижка газосборного коллектора
    
    Рисунок 1 – Принципиальная схема подвески лифтовых колонн
  2. Оборудование, не подлежащее замене:
    - основная лифтовая колонна;
    - колонная головка;
    - устьевая обвязка колонной головки;
    - факельная линия;
    - задавочная линия.
      
      Примечание – Во время ремонта (реконструкции) ОЛК должна быть извлечена из ствола скважины и подвешена с помощью трубодержателя (4) в трубной головке (8) новой фонтанной арматуры в соответствии с разделом 8 настоящих рекомендаций (позиции в соответствии с рисунком 1). Если до начала монтажа новой фонтанной арматуры размеры резьбового колонного фланца не совпадут с размерами резьбового трубного фланца фонтанной арматуры или не будет обеспечена герметичность соединений, колонная головка должна быть заменена.
6. Перечень оборудования, подлежащего демонтажу или замене
  1. Оборудование, подлежащее демонтажу:
    - пакер (демонтаж пакера необходим для предотвращения скопления жидкости над ним);
    - циркуляционный клапан, клапан-отсекатель, ингибиторный клапан и посадочный ниппель (перечисленное оборудование не требуется при отсутствии пакера).
  2. Оборудование, подлежащее замене:
    - фонтанная арматура (замену фонтанной арматуры производят в связи с изменением способа эксплуатации скважины и компоновки лифтовых колонн);
    - существующая обвязка скважины (обвязку скважины изменяют в связи с изменением способа эксплуатации скважины и компоновки лифтовых колонн).
7. Требования к оборудованию, подлежащему монтажу
  1. На существующей колонной головке монтируют новую специальную двухрядную фонтанную арматуру по ГОСТ 13846.
  2. ОЛК подвешивают на трубодержателе (4) в трубной головке (8) фонтанной арматуры.
  3. ЦЛК подвешивают на трубодержателе (12) в трубной головке (13) фонтанной арматуры.
  4. На башмаке ЦЛК предусматривают конусную воронку (14) для обеспечения попадания геофизических приборов.
  5. Рабочее давление всех узлов фонтанной арматуры – не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.
  6. Диаметр условного прохода коренной задвижки, надкоренной задвижки, крестовины, струнных задвижек (18–21), буферной задвижки выбирают в соответствии с внутренним
    
    диаметром труб ЦЛК по ГОСТ 13846 (для труб ЦЛК Ду = 89 мм, Двн = 80 мм; для труб ЦЛК Ду = 73 мм, Двн = 65 мм; для труб ЦЛК Ду = 60 мм, Двн = 50 мм и т.д.).
  7. Между задвижками (18) и (19), а также (20) и (21) устанавливают инструментальный фланец (24) для подключения показывающих манометров (25).
  8. Диаметр условного прохода боковых отводов трубной головки, струнных задвижек (26–29) равен 100 мм.
  9. Между задвижками (26) и (27), а также (28) и (29) устанавливают инструментальный фланец (31) для подключения показывающих манометров (25).
  10. На одном боковом отводе крестовины (17) и трубной головки (8) фонтанной арматуры устанавливают регулируемые дроссели (22), (30) для резервной регулировки дебита газа по ЦЛК и МКП в случае отказа управляющего комплекса (34).
  11. Диаметры условных проходов регулируемых дросселей (22) и (30) не регламентируются.
  12. На боковом отводе крестовины (17) и трубной головки (8) фонтанной арматуры, соединяющим устье скважины со сборным коллектором через управляющий комплекс (34), регулируемые дроссели не устанавливают для уменьшения потерь давления при движении газа.
  13. Вместо регулируемых дросселей устанавливаются ответные фланцы (32), (33) для подключения труб устьевой обвязки. Условные диаметры фланцев (32), (33) равны внутренним диаметрам задвижек (21) и (29) соответственно.
  14. Внутренний диаметр труб наземных трубопроводов, соединяющих боковые отводы ЦЛК и ОЛК с управляющим комплексом (34), соответствует внутренним диаметрам корпусных элементов боковых отводов фонтанной арматуры. Допускается отклонение ±3 мм.
  15. Управляющий комплекс (34) устанавливают на свайном или насыпном основании (в соответствии с рекомендациями поставщика комплекса и проектировщика устьевой обвязки) на расстоянии не более 30 м от ствола скважины.
  16. Все элементы устьевой обвязки (трубы (35–38), запорная арматура (39), соединительные фланцы (40–42)) обеспечивают максимальное проходное сечение для минимизации потерь давления на линии «лифтовая колонна – фонтанная арматура – управляющий комплекс» в соответствии с ГОСТ 28919-91.
  17. Внутренний диаметр труб трубопровода (35) – не менее 94 мм.
  18. Внутренний диаметр труб трубопровода (36) – не меньше внутреннего диаметра струнных задвижек (20) и (21).
  19. Фланцевые пары (40–42) поставляют в комплекте с управляющим комплексом (34). Проект на изменение обвязки скважины согласовывается с организацией – автором проекта обустройства в соответствии с ГОСТ 28919-91.
  20. Соединительные трубопроводы (43), (44) предназначены для резервной эксплуатации скважины в шлейф при отключении управляющего комплекса (34).
  21. Соединительные трубопроводы (35–37), (43), (44) теплоизолируют.
  22. Для ликвидации образования льда в соединительных трубопроводах (35) и (36) прокладывают обогревающие спутники.
  23. Остальные элементы устьевой обвязки проектируют в соответствии с РД 08-435-02 [1].
  24. Проектную документацию на обвязку устья скважин согласовывают с поставщиком управляющего комплекса.
    
    Примечание – Позиции – в соответствии с рисунком 1.
8. Требования к положению башмаков лифтовых колонн
  1. Башмак ОЛК располагают на уровне середины интервала перфорации (если проектом не предусмотрено другое решение).
  2. Башмак ЦЛК располагают на расстоянии от 1,0 до 5,0 м ниже башмака ОЛК.
9. Дополнительные требования к оборудованию
  1. Корпусные изделия изготавливаются специализированным предприятием, имеющим соответствующие лицензии.
  2. Все наземное оборудование разрабатывают в исполнении для холодного климата в соответствии с ГОСТ 15150-69.
  3. Условное обозначение фонтанной арматуры соответствует ГОСТ Р 51365.
10. Требования безопасности и защиты окружающей среды
  1. К физически опасным и вредным производственным факторам по классификации ГОСТ 12.0.003 относятся:
    - движущиеся машины и механизмы при монтаже и демонтаже арматуры концентрических лифтовых колонн;
    - пониженная температура поверхностей оборудования, материалов;
    - пониженная температура воздуха рабочей зоны;
    - повышенное барометрическое давление в рабочей зоне и его резкое изменение;
    - повышенная влажность воздуха;
    - повышенные ветровые нагрузки;
    - расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли;
    - наличие многолетнемерзлых пород.
  2. При эксплуатации скважины соблюдают требования безопасности, указанные в эксплуатационной документации в соответствии с ГОСТ 12.0.003.
  3. Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает безопасную эксплуатацию для обслуживающего персонала при условии соблюдения требований ПБ 08-624-03 [2].
  4. Работы по монтажу и устранению неисправностей при наличии давления в корпусных деталях и изделиях фонтанной арматуры не проводят.
  5. Уплотнение неподвижных соединений фонтанной арматуры обеспечивают герме-
    
    тичность при гидравлическом испытании на прочность давлением Р = 2Рраб.
  6. Противопожарные мероприятия при работе с фонтанной арматурой регламентируются РД 09-364-00 [3].
11. Монтаж, эксплуатация и обслуживание оборудования
  1. Монтаж, эксплуатация и обслуживание скважины выполняют в соответствии с ПБ 08-624-03 [2], РД 09-364-00 [3] и Р 2.2.2006-05 [4], а также техническими условиями и руководством по эксплуатации установленного оборудования завода-изготовителя.
  2. Спуск и подвеска лифтовых колонн производят с учетом раздела 8.
  3. Техническое обслуживание управляющего комплекса производят в соответствии с инструкцией по эксплуатации.