Комплексы управляемых клапанов-отсекателей

На месторождениях Каспийского моря для герметичного пе­рекрытия ствола фонтанных нефтяных и газовых скважин в ава­рийных ситуациях и при разгерметизации их устья применяют комплексы управляемых клапанов-отсекателей.

Применение этих комплексов обеспечивает:

· возможность одновременного бурения, эксплуатации, а также текущего и капитального ремонтов куста фонтанных и газлифтных нефтяных и газовых скважин, расположенных на одной стацио­нарной платформе или на одной приэстакадной площадке;

· предотвращение аварии при повышении давления в наземном оборудовании скважины свыше установленной нормы, а также при повышении температуры на устье скважины свыше 70°С (при возникновении пожара);

· местное дистанционное и автоматическое управление работой скважины.

В настоящее время серийно выпускают оборудование для от­секания фонтанных нефтяных и газовых скважин - КУСА-89-350 КУСА-73-500; КУСА-89-350-7 и т. д.

Рис. 10. Схема компоновки наземного оборудования ком­плекса КУСА-89-350-Э: 1 — станция управления; 2 — трубка управления; 3 — распредели­тель; 4 — температурный предохранитель; 5 — уплотнительное устройство; 6—подвесной патрубок; 7 — электроконтактный ма­нометр; 8 — направляющий распределитель

КУСА - комплекс управления скважинными отсекателями, первая цифра обозначает условный диаметр (мм) колонны подъ­емных труб; вторая - рабочее давление; Э - с электрическим при­водом управления (без Э - с пневматическим приводом управления); цифры, расположенные после рабо­чего давления, обозначают порядковый но­мер схемы скважинного оборудования.

Одним таким комплексом наземного оборудования (рис. 10) можно управлять восемью и менее комплексами скважинного оборудования.

Скважинное оборудование предназна­чено для работы в среде нефти, газа, газо­конденсата и пластовой воды, содержащей механические примеси до 0,1 г/л.

Комплексы КУСА-89-350-Э и КУСА-73-500-Э применяют при температуре окру­жающего воздуха до 55°С на скважинах, в районе расположения которых имеется источник электропитания переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц. При отсутствии указанного источника и при температуре окружающего воздуха до 35°С используют комплексы с системой управ­ления с пневматическим приводом.

Принцип действия этих комплексов со­стоит в следующем.

После проверки герметичности скважин­ного оборудования и сбрасывания с устья шарика или герметичного клапана для пе­рекрытия нижней части скважинного обо­рудования производится посадка пакера с якорем гидравлическим способом. При ре­монтных работах, связанных с извлечением на устье скважинного оборудования, пакер можно оставить на месте после отсоедине­ния насосно-компрессорных труб с помощью разъединителя колонны.

Для компенсации изменения длины ко­лонны насосно-компрессорных труб, возни­кающего от колебания температуры в сква­жине, предусмотрено телескопическое со­единение.

Осваивают и глушат скважины через циркуляционные клапаны КЦМ механиче­ского действия, а глушат скважины в ава­рийной ситуации - через циркуляционный клапан КЦГ гидравлического действия, срабатывающий при расчетных давлениях, создаваемых как внутри насосно-компрес­сорных труб, так и снаружи. Для подачи в скважину ингибиторов разного назначе­ния предусмотрен ингибиторный клапан.

Кулекенов

При подаче от станции управления 1 (см. рис. 10) гидравли­ческого давления в трубку управления 2 и пневматического дав­ления в сигнальную линию открывается клапан-отсекатель, и ком­плекс начинает работать в автоматическом режиме.

При отклонении давления в выкидной линии скважины от нор­мально допускаемого приходит в действие электроконтактныи манометр 7. Получая электрический сигнал, элементы системы автоматической станции управления снижают давление из труб­ки управления 2, клапан-отсекатель закрывается, перекрывая проход скважинного оборудования.

При отсутствии на скважине электроэнергии и при изменении давления в выкидной линии срабатывает направляющий распре­делитель 8, который снимает давление в трубке управления 2. Кроме того, закрытие клапана-отсекателя происходит при мест­ном и дистанционном управлении, а также в случае срабатыва­ния температурного предохранителя 4 при температуре на устье скважины выше 70 °С.

Дата добавления: 2014-12-29