ГОСТ Р 56830-2015. Национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Установки скважинных электроприводных лопастных насосов. Общие технические требования
12 Общие требования к оборудованию устья скважин
12.1 Условные обозначения, конструкция, основные параметры и размеры
Настоящий раздел стандарта распространяется на устьевое оборудование скважин с УЭЛН (далее - оборудование или УО), применяемое на устье скважины при добыче нефти и газа с помощью УЭЛН, и устанавливает основные технические требования и нормы к условному обозначению, конструкции, основным параметрам, размерам, техническим требованиям, требованиям безопасности, экологическим требованиям, правилам приемки, методам испытаний, гарантии, транспортированию и хранению данного оборудования.
12.1.1 Оборудование для работы с УЭЛН должно в условном обозначении иметь следующие основные составляющие:
- букву "О", обозначающую "Оборудование";
- букву "У", обозначающую "устьевое";
- букву "Э", обозначающую "электроприводную" скважинную насосную установку;
- число (двух- или трехзначное), обозначающее условный диаметр колонны НКТ, на которой спущена установка ЭЛН, мм;
- число (одно- или двухзначное), обозначающее рабочее давление на устье скважины (на буфере и в затрубном пространстве), МПа;
- климатическое исполнение по ГОСТ 15150;
- категория размещения по ГОСТ 15150.
При рабочей температуре не более 90 °C, при отсутствии коррозионно-активных и абразивных веществ в откачиваемом пластовом флюиде в обозначении оборудования устья указанные данные не записываются.
Пример - ОУЭ-89-21.
Условное обозначение оборудования устьевого для работы с установками ЭЛН, спущенного на колонне НКТ с условным диаметром 89 мм и при рабочем давлении не более 21 МПа (210 кгс/см2).
Кроме основных составляющих в обозначении может указываться: номер модификации оборудования, коррозионная стойкость, максимальная рабочая температура, условный размер кабельных линий, условный размер отверстия для прохода скважинных инструментов.
Пример - 3ОУЭ-73-7-120-К3-А-3x16-40.
Условное обозначение оборудования устья скважины с установкой ЭЛН третьей модификации, предназначенной для работы оборудования с колонной НКТ 73 мм (73) при содержании сероводорода и углекислого газа суммарно до 25% (К3), при давлении 7 МПа (70 кгс/см2) (7) и температуре не более 120 °C (120), при наличии в откачиваемом флюиде абразивных веществ (А), при использовании трехжильной кабельной линии условным размером 16 мм2 (3x16), с условным диаметром отверстия для прохода скважинных инструментов в 40 мм (40).
Пример - 2ОУЭ-60-7Г-150-К2-3x21.
Условное обозначение оборудования устья скважины с установкой ЭЛН второй модификации, предназначенной для работы оборудования с колонной НКТ 60 мм (60), при давлении 7 МПа (70 кгс/см2) (7), оборудование должно оснащаться специальным герметизирующим устройством (Г) кабельной линии, с рабочей температурой не более 150 °C, содержанием CO2 + H2S до 6% (К2), при использовании трехжильной кабельной линии условным размером 21 мм2 (3x16).
При использовании нестандартных схем УЭЛН (см. обозначения) оборудование устья скважин должно содержать следующие условные обозначения:
- при использовании стальных (металлических) непрерывных наматываемых труб (колтюбинга) - ННТ;
- при использовании полимерных непрерывных наматываемых труб - ПНТ;
- при использовании кабель-каната - КК.
Пример - ОУЭ-ННТ48-21Г-3x10-К2.
Условное обозначение устьевого оборудования для работы с нестандартной схемой УЭЛН, спущенной на стальных непрерывных трубах диаметром 48 мм, рассчитанное на рабочее давление до 21 МПа (210 кгс/см2) с герметизатором кабельной линии 3 x 10 мм2, с содержанием CO2 + H2S до 6%, с рабочей температурой не более 90 °C:
Пример - ОУЭ-КК30-21Г-3x10.
Условное обозначение устьевого оборудования для работы с нестандартной схемой УЭЛН, спущенной на кабель-канате диаметром 30 мм, рассчитанное на рабочее давление до 21 МПа (210 кгс/см2) с герметизатором кабельной линии 3 x 10 мм2, без содержания CO2 + H2S, с рабочей температурой не более 90 °C.
12.1.2. Конструкция устьевого оборудования для работы с УЭЦН должна обеспечивать подвеску скважинного оборудования; герметизацию затрубного пространства (кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и колонной НКТ); герметизацию кабельной линии и линии капиллярного трубопровода; направление и регулирование потока пластового флюида, поднимаемого из скважины УЭЛН; закачку технологических жидкостей в колонну НКТ и в эксплуатационную колонну; перепуск скважинного флюида из эксплуатационной колонны в линию сбора продукции скважины.
Примеры конструктивного исполнения устьевого оборудования для работы с установками ЭЛН представлены на рисунках 4 - 9.
Типовая схема устьевого оборудования приведена на рисунке 4.
А - буферный фланец под устьевой герметизатор;
Б - регулируемый дроссель; В - подвеска НКТ и скважинной
насосной установки в трубной головке (на муфте);
1 - кондуктор; 2 - техническая колонна; 3 - эксплуатационная
колонна; 4 - колонна НКТ и скважинное оборудование
Рисунок 4 - Типовая схема устьевого оборудования
Оборудование устья скважин с УЭЛН монтируется на стандартных колонных головках, представленных в ГОСТ Р 51365.
Устье скважин для эксплуатации УЭЛН может оборудоваться специальной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии либо оборудованием, конструктивная схема которого представлена на рисунке 5.
1 - крестовик; 2 - разъемный конус; 3 - эластомерное
уплотнение; 4 - кабельная линия; 5 - разъемный нажимной
фланец; 6 - патрубок; 7 - обратный клапан; 8 - отвод;
9 - штуцер; 10 - тройник; 11 - устьевой герметизатор;
12 - запорное устройство (кран, задвижка); 13 - колонна НКТ;
14 - эксплуатационная колонна; 15 - манометр затрубного
пространства; 16 - буферный манометр
Рисунок 5 - Конструктивная схема оборудования устья скважины
Варианты уплотнительных устройств кабельной линии на устье скважины представлены на рисунках 6 и 7.
Вариант 1
Вариант 2
1 - переходник трубной головки; 2 - электрический
пенетратор; 3 - жилы кабельной линии.
Размеры представлены для примера
Рисунок 6 - Схема уплотнительного устройства кабельной линии
УЭЛН при низком затрубном давлении (до 7,0 МПа)
1 - фланец трубной головки; 2 - муфта подвески НКТ
и кабельного уплотнителя; 3 - уплотнение фланцевого
соединения; 4 - фланец фонтанной елки; 5 - шпилечное
соединение; 6 - муфта наземного кабеля; 7 - гайка накидная;
8 - уплотнительные элементы соединительной колодки;
9 - соединительная колодка, 10 - муфта основного кабеля
Рисунок 7 - Схема электрического пенетратора кабельной
линии УЭЛН при высоком затрубном давлении
1 - наземная часть капиллярного трубопровода; 2 - фланец
бокового отвода трубной головки; 3 - электрический
пенетратор; 4 - переходник трубной головки; 5 - патрубок
НКТ; 6 - скважинная часть кабельной линии; 7 - крестовик
трубной головки; 8 - фланец колонной головки;
9 - эксплуатационная обсадная колонна; 10 - устройство
ввода и герметизации капиллярного трубопровода
Рисунок 8 - Схема устройства ввода капиллярного трубопровода
1 - переходник трубной головки; 2 - отверстие для ввода
геофизического кабеля; 3 - жилы кабельной линии;
4 - электрический пенетратор
Рисунок 9 - Схема устройства ввода геофизического кабеля
12.1.2.1 Соосность отверстий составных частей устьевого оборудования для УЭЛН, образующих стволовой проход, должна обеспечивать беспрепятственное прохождение оборудования, приборов и приспособлений, спускаемых в скважину.
12.1.2.2 Допускается конструктивно объединять несколько составных частей устьевого оборудования для УЭЛН в один блок, не изменяя его типовой схемы.
12.1.2.3 Допускается дооборудование устьевого оборудования для УЭЛН дополнительными запорными устройствами и обратным клапаном.
12.1.2.4 Дроссель в устьевом оборудовании для УЭЛН должен быть регулируемым (бесступенчато) или нерегулируемым со сменной дроссельной насадкой (штуцером).
12.1.2.5 Конструкция трубной головки должна обеспечивать возможность подвешивания скважинных трубопроводов, контроля давления и управления потоком скважинной среды в (межтрубном) пространстве, смены фонтанной елки под давлением и извлечения колонны насосно-компрессорных труб при установке превентора, спуска и подъема скважинных приборов и геофизического кабеля.
12.1.2.6 Трубодержатель трубной обвязки должен быть рассчитан на нагрузку, передаваемую скважинным оборудованием, подвешенным в нем, и на восприятие усилий от давления скважинной среды и воздействия технологических операций, возникающих при эксплуатации скважины с помощью УЭЦН и при ремонтных работах.
12.1.3 К основным параметрам устьевого оборудования относятся:
а) условный диаметр колонны НКТ, подвешиваемой к устьевому оборудованию.
Условные диаметры: 48; 60; 73; 89; 102; 114 мм;
б) максимальное рабочее устьевое давление (буферное и затрубное).
Максимальные рабочие давления: 7; 14; 21; 35; 70 МПа;
в) максимальная рабочая температура перекачиваемого пластового флюида.
Максимальные рабочие температуры: до 90 °C; до 120 °C; до 150 °C; св. 150 °C;
г) наличие коррозионно-активных веществ в откачиваемом пластовом флюиде, объемных процентов H2S и CO2.
Максимальная концентрация - 0%; до 2%; до 6%; до 25%.
12.1.4 К второстепенным параметрам устьевого оборудования относятся:
1) условный диаметр герметизатора кабельной линии, мм;
2) условный диаметр отверстия для пропуска скважинного исследовательского оборудования и/или геофизического кабеля, мм.
12.1.5 К основным размерам устьевого оборудования относятся:
а) условный диаметр проходного сечения ствола устьевого оборудования.
Условные диаметры - 50; 65; 80; 100; 150 мм.
б) условный диаметр тарелей фланцев.
Условные диаметры тарелей фланцев должны соответствовать значениям, указанным в ГОСТ 33259, ГОСТ 13846 или ГОСТ 28759.1.
в) условный диаметр канавки для уплотнительных колец фланцев.
Условный диаметр канавки для уплотнительных колец должен соответствовать значениям, указанным в ГОСТ 33259, ГОСТ 13846 или ГОСТ 28759.1.
г) основные размеры присоединительных резьб устьевого оборудования должны соответствовать размерам, указанным в ГОСТ 632; ГОСТ 633; ГОСТ 28919; ГОСТ 28996; ГОСТ Р 51365, ГОСТ Р 53366.
Подписаться на обновления