На какое давление опрессовывается нагнетательная линия

Нагнетательная линия

Нагнетательная линия состоит из трубопроводов высокого давления, по которым раствор подается к стояку и устью скважины. Эта линия оборудуется запорной арматурой, предохранительным клапаном, контрольно-измерительной аппаратурой. [1]

Нагнетательная линия соединяется рукавом со смесительным устройством, приемная — с приемным патрубком цементировочного агрегата. Подача насоса регулируется вентилем, установленным на перепускной линии. [2]

Нагнетательные линии не должны иметь зон с внутренними высадками. [4]

Нагнетательная линия соединяется с фланцем задвижки арматуры на устье скважины. Приемная линия агрегата соединяется также с кислотовозом, а контрольная линия на случай необходимости прокачки агрегата соединяется с кислотовозом или трап-гребенкой. [5]

Нагнетательная линия выведена в заднюю часть агрегата и заканчивается уплотнительным конусом и гайкой. [6]

Нагнетательные линии каждой пары цементировочных агрегатов при помощи специальных тройников, которыми оснащается блок манифольда, подводятся одной линией к напорному коллектору блока. Таким образом, клапанная коробка блока по производительности соответствует двенадцати агрегатам. От блока манифольда к устью скважины жидкость подается по двум напорным линиям, оборудованным пробковыми кранами. [7]

Нагнетательные линии должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен ( угольников) и спрессованы на полуторакратное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ. [8]

Нагнетательная линия 6 насоса 9Т выведена на заднюю часть агрегата с правой стороны под настилом и мерным баком и заканчивается уплотни-тельным конусом с гайкой. [10]

Нагнетательная линия 4 насоса 9Т выведена за заднюю часть агрегата под настилом и мерным баком и заканчивается уплотнительным конусом с гайкой. [12]

Нагнетательные линии от ЦА до цементировочной головки спрессовывают на давление, в 1 5 раза превышающее максимальное расчетное давление при цементировании. [13]

Нагнетательные линии не должны иметь зон с внутренними высадками. [14]

Нагнетательная линия соединяется со сливом в нейтральном и плавающем положениях. [15]

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.(см. рис 2) Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,5 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускать установку агрегата под ЛЭП. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Рис. 2 Расстановка специальной техники при глушении

Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.

На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.

Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

Стравливание давления из скважины

ь Останавливается скважина.

ь На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

ь Производится разрядка скважины открытием задвижки.

ь Проверяется исправность запорной арматуры.

ь Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях _ в направлении против часовой стрелки).

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.

Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины. В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки. Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы. Ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке. Ударами кувалды производится закрепление гайки БРС. Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.

Испытание на герметичность

После сборки производится испытание линий на герметичность.

ь Закрывается задвижка на ФА.

ь Удаляется персонал из опасной зоны.

ь По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5_кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ).

ь Линии считаются герметичными, если в течение 5_минут давление опрессовки не падает.

ь В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранении пропусков и повторить опрессовку снова.

Жидкость глушения должна удовлетворять следующим требованиям: должна быть химически инертна к горным породам коллектора и совместима с пластовыми флюидами; должна исключать необратимую кольмотацию пор коллектора; фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды; должна обладать низким коррозийным воздействием на скважинное оборудование; должна быть термостабильной при высоких и низких температурах; должна быть не горючей, не токсичной; должна быть технологичной в приготовлении и использовании; содержание твердой фазы должно быть не более 100 мг/л. С размерами не более 0,02 мм.

Выделяют три способа глушения, основанных на разных типах жидкостей глушения.

Способ глушения жидкостями на водной основе: сеноманской водой; подтоварной (технической) водой; водными растворами неорганических солей (NaCl; MgCl₂; KCl);

Способ глушения жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии);

Способ комбинированный с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды.

Для глушения данной скважины рационально использовать водные растворы неорганических солей, а именно раствор NaCl с плотностью 1,05 г/см 3 .

Объем жидкости глушения:

где V_эк — внутренний объем эксплуатационной колонны;

V_д — дополнительный объем, необходимый для вымывания остатков эмульсии (3 м 3 ).

При наличии НКТ:

где V_нкт — объем НКТ.

Vэк=2880*р*D_{внутр.экспл.} 2 / 4=2880*3,14*0,1366 2 / 4 = 42,2 м 3 .

V_жг = 42,2 + 3 — 3,4 = 41,8 м 3 .

Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.

В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации. Поэтому для замещения скважинной жидкости достаточно одного цикла глушения закачкой жидкости глушения в НКТ. При этом на выходе должно быть противодавление достаточное для прекращения работы пласта, но не более 30 атм. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве. К концу глушения давление закачки постепенно снижают, либо путем задвижки, либо уменьшением производительности.

Глушение может производиться прямым и обратным способом; процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным; расход жидкости глушения должен быть большим производительности скважины; признаком окончания глушения является равенство плотностей и выход жидкости глушения.

• 1. Производится обвязка устья скважины с ЦА-320 и емкостями (автоцистернами). Нагнетательная линия опрессовывается на 1,5 кратное ожидаемое давление. Нагнетательная линия должна быть оборудована обратным клапаном, манометром.
• 2. Открываются задвижки и начинают глушение скважины (в один или несколько циклов). Перед началом каждого цикла стравливается газ. Давление нагнетания не должно быть больше прочности обсадной колонны. Закачку производить с противодавлением не более 30-50 атм.
• 3. После закачки расчетного объема жидкости глушения останавливается агрегат, закрываются задвижки, трубная и затрубная задвижки обвязываются соединительными трубками, после чего их открывают на 1,5-2 часа для выравнивания давления в НКТ и затрубном пространстве (затем закрывается).
• 4. Заглушенная скважина в закрытом положении может находиться не более двух суток. В противном случае — повторное глушение.
• 5. Глушение скважины может быть начато только после передачи скважины в ремонт по акту.
• 6. Глушение производится, как правило, в светлое время суток.
• 7. Насосный агрегат и автоцистерны должны находиться не ближе 10 метров от устья. Выхлопные трубы должны быть оборудованы искрогасителями. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,5 метра, кабиной в сторону от устья скважины.
• 8. До начала демонтажа устьевого оборудования нужно убедиться в отсутствии ГНВП. После чего демонтируется устьевое оборудование и монтируется герметизирующее устройство. Запас жидкости глушения при ведении ремонтных работ должен быть не менее 10 м 3 на скважину.

Нагнетательные трубопроводы (манифольды) служат для по­дачи бурового раствора от насосов в скважину при бурении или промывках. Нагнетательный трубопровод состоит из верти­кальной и горизонтальной частей. Вертикальная часть называ­ется стояком. Их монтируют на наружной грани вышек и кре­пят хомутами. Между стояком и элементами вышек устанавли­вают деревянные прокладки. В верхней части стояк имеет горловину с фланцем для присоединения к буровому шлангу, который вторым концом соединяется с вертлюгом.

Изготовляют манифольды в заводских условиях из углероди­стых сталей, обладающих хорошей свариваемостью (сталь мар­ки 20). При отсутствии заводских манифольдов допускается их изготовление в полевых условиях из бурильных труб группы прочности Д или Е диаметром 127 или 140 мм с толщиной стен­ки 10—11 мм в зависимости от рабочего давления в трубопрово­де. На высоте 1,5—2 м от пола буровой к стояку приваривают патрубок, на который устанавливают манометр. Выше пола буровой на стояке монтируют задвижку высокого давления.

В зависимости от типа буровой установки применяют раз­личные варианты монтажа горизонтальной части манифольда: каждый насос можно соединять со стояком отдельным трубо­проводом, или же от стояка прокладывают общий трубопровод, к которому подключают каждый насос. В современных установ­ках используется в основном последний вариант манифольда.

Техническая характеристика нагнетательных трубопроводов приведена в табл. 26.

Горизонтальная часть манифольда монтируется прямолиней­ной с уклоном в сторону насосов для возможного слива раство­ра из труб самотеком при остановках. работы в зимнее время.

Для трубопроводов исполь­зуют бурильные трубы труппы прочности Д и Е диаметрами 114, 127 и 140 мм с толщиной стенок 10—11 мм. Трубы со­единяют сваркой, при помощи фланцев или быстроразъемных соединений. С целью ускоре­ния монтажа нагнетательного трубопровода применяют быстроразъемные замковые соеди­нения следующих конструкций: плоские с несмещенной осью трубопровода и сферические со смещаемой осью в пределах до 15°, которые упрощают мон­таж трубопровода. Плоское соединение (рис. 54,а) состоит из двух патрубков 1 и 4, кото­рые приваривают к трубам. Патрубки имеют фланцы с на­ружной конической поверхно­стью, между фланцами уста­навливают прокладку 2. Соеди­няют фланцы шарнирным хо­мутом 3. Шарнирный хомут (рис. 54,б) состоит из двух по­ловин 4 и 5, к которым прива­рены серьги 1 и 3. Соединя­ются обе половины осью 2 и болтом с гайкой 6 и 7.

Сферическое соединение (рис. 54,6) состоит также из

двух патрубков 1 и 4. Патрубок 4 имеет проточку под уплотнительную прокладку 5, патрубок 1 — седло с внутренней сфери­ческой и наружной конической поверхностями. На патрубок с шарообразной поверхностью устанавливают накидное упорное кольцо 2 с внутренней сферической и наружной конической по­верхностями. Соединяют патрубки также шарнирным хомутом 3. Могут применять также и другие конструкции быстроразъемных соединений.

Элементы быстроразъемных соединений к секциям нагнета­тельного трубопровода приваривают на заводах или в мастер­ских. При монтаже буровой трубопровод должен собираться из готовых секций. Трубопровод крепят хомутами к специальным забетонированным стойкам или к крупноблочным основаниям оборудования.

Рис. 54. Быстроразъемные соединения манифольда

Рис. 55. Монтажный компенсатор

Для упрощения монтажа нагнетательных трубопроводов между отдельными блоками буровой установки при­меняют монтажные компенсаторы, обеспечивающие угловое сме­щение оси трубопровода до 10° и линейное перемещение до 200 мм. Монтажный компенсатор (рис. 55) состоит из двух сфе­рических соединений 1 и 3, смещаемых под углом, и телескопи­ческого винтового соединения 2, смещаемого по оси в пределах 200 мм.

На нагнетательных линиях около каждого насоса после ком­пенсаторов устанавливают отсекающую задвижку высокого дав­ления или обратный клапан с целью возможности работы одним насосом в случае ремонта второго. Кроме этого около насоса устанавливают пусковую задвижку, которая устраняет гидрав­лический удар при пуске насоса и выравнивает давление в наг­нетательной линии при восстановлении циркуляции бурового раствора. Нагнетательный патрубок пусковой задвижки соеди­няют с приемной емкостью. При монтаже общего для всех насо­сов нагнетательного трубопровода в конце его можно устанав­ливать одну пусковую задвижку, которая обеспечивает возмож­ность пуска любого насоса.

В качестве пусковых задвижек в основном применяют дроссельно-запорные устройства ДЗУ-250 с дистанционным управле­нием. Дроссельно-запорное устройство (рис. 56) состоит из кор­пуса 1, пневматического цилиндра 2 с поршнем 3 и запорного клапана 4 с седлом 5. Устройство соединяется с нагнетательным трубопроводом при помощи накидной гайки 6. Привод дроссельно запорного устройства осуществляется пневматическим ци­линдром 2 двойного действия (открытие — закрытие). Воздух в цилиндр подается через штуцеры от пневмо системы буровой установки при помощи крана, установленного на пульте буриль­щика. От размера внутреннего диаметра штуцеров зависит ско­рость перемещения клапана 4. Буровые насосы запускаются при открытом запорном клапане. Подачей сжатого воздуха в верх­нюю полость пневматического цилиндра система поршень — шток — клапан перемещается вниз, плавно перекрывает клапан и повышает давление в нагнетательном трубопроводе. К ниж­нему отводу корпуса присоединяют трубу и выводят ее в прием­ную емкость.

Рис. 56. Дроссельно-запорное устройство ДЗУ-250 дистанционного управления

На нагнетательном трубопроводе могут устанавливаться от­воды для наполнения раствором запасных емкостей.

В этом случае на каждом отводе ставят задвижку высокого давления. Для работы в зимних условиях горизонтальная часть нагнетательных линий обычно прокладывается вместе с паро­проводом и утепляется термоизоляцией (кошмой, стекловатой и др.).

При бурении разведочных скважин обычно монтируют до­полнительный насос. Нагнетательный трубопровод этого насоса соединяют с механизмами приготовления и утяжеления раствора (гидромешалками, гидросмесителями) и при помощи его рас­твор перекачивают в рабочие и запасные емкости.

На нагнетательном трубопроводе устанавливают компенса­торы и предохранительные клапаны. После окончания монтажа перед сдачей буровой в эксплуатацию нагнетательные трубопро­воды подвергают гидравлическому испытанию (опрессовке) на давление, превышающее максимальное рабочее на 50%. Опрессовку производят при помощи цементировочного агрегата. На испытание трубопровода составляется акт.