Газлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями

Возможность перевода скважин после окончания периода фонтанирования на газлифтный способ эксплуатации без замены основного скважинного оборудования является одним из существенных достижений в развитии нефтепромысловой техники.

Известно, что при разрушении или повреждении устьевого оборудования, при нарушении герметичности эксплуатационной колонны фонтанирующие скважины могут перейти на открытый фонтан, становятся неуправляемыми и могут причинить огромный материальный ущерб, привести к пожарам и жертвам.

Для предотвращения указанного явления скважины оборудуются системами аварийного закрытия (рис. 3-3), позволяющими, помимо указанного, осуществлять ремонт скважин без предварительного их глушения, что связано со значительной экономией материальных и трудовых затрат.

Оборудование для предотвращения открытого фонтанирования называется комплексом управления скважинными клапанами- отсекателями - КУСА и КУСА-Э и предназначено для эксплуатации нефтяных скважин и обеспечения герметичного перекрытия ствола скважины в случаях: разгерметизации устья, при отклонении параметров работы скважин от заданных пределов и при возникновении пожара.

Комплексы КУСА и КУСА-Э состоят из наземного и скважинного оборудования и позволяют одновременно бурить, эксплуатировать и ремонтировать несколько (до 8 скважин) нефтяных скважин, расположенных на одном кусте или морском основании.

Наземное оборудование комплексов предназначено для работы в умеренной климатической зоне и включает в себя фонтанную арматуру со специальной катушкой для ввода в затрубное пространство трубки управления, станцию управления, направляющий распределитель, температурный предохранитель, распределитель и электроконтактный манометр (последний для КУСА-Э).

Скважинное оборудование предназначено для работы в среде нефти, газа, газового конденсата, пластовой воды с температурой не более 393 К при рН среды от 4,2 до 6,8 и содержанием механических примесей до 0,1 г/л. Применительно к многообразию условий работы в скважинах существует восемь схем компоновки основных элементов скважинного оборудования для освоения и эксплуатации скважины, начиная с периода фонтанирования. Число и расположение скважинных камер определяется соответствующими расчетами.

Краткая техническая характеристика комплексов приведена в таблице 3.2. Скважинное оборудование (см. рис. 3.3 а) комплекса без клапана-отсекателя 9 с замком спускается в скважину на подъемных (насосно-компрессорных) трубах совместно с трубкой управления 2, соединенной с посадочным ниппелем 8 и крепящейся к трубам при помощи хомутов. После проверки герметичности соединений трубки устье соединяют с фонтанной арматурой. Трубку управления уплотняют в катушке фонтанной арматуры уплотнительным устройством 7.

Посадку пакера 17 осуществляют гидравлическим способом с использованием срезного клапана 19. При его преждевременном срезе или при посадке пакера без него в ниппель 18 с помощью цангового инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанавливают (или сбрасывают с устья) приемный клапан.

Разъединитель колонны 16 при необходимости, а также при ремонтах позволяет отсоединить от пакера колонну подъемных труб с вышерасположенным скважинным оборудованием без глушения скважины. Для этого в разъединитель колонны при помощи спуск- н°го инструмента из комплекта инструментов ИКПГ должна быть Установлена глухая пробка. 

После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного оборудования через циркуляционный клапан 10 производится аэрация жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный клапан 13, который в последующем используют для промывки пробок и глушения скважины. Перед освоением для защиты поверхностей ниппеля 8 и управляющей трубки в ниппель устанавливается предохранительная гильза. Циркуляционные клапаны 10 и 13 открывают и закрывают с устья канатной техникой при помощи толкателя из комплекта ИКПГ.

Через циркуляционный клапан 12, открывающийся гидравлическим способом, давлением в трубах или затрубном пространстве при аварийных ситуациях возможно быстрое глушение скважины.

После выхода скважины на заданный режим эксплуатации с установки ЛСГ1К-131 через оборудование устья ОУГ подъемным инструментом из комплекта ИКПГ из ниппеля 8 извлекают предохранитель, толкателем закрывают циркуляционный клапан 13 и спускным инструментом устанавливают клапан-отсекатель 9 с замком, при помощи которого клапан фиксируют в ниппеле. Операция проводится при полностью закрытых выкидах [1].

В процессе эксплуатации ингибиторы коррозии нагнетают с устья в затрубное пространство через ингибиторный клапан 14, который дозирует поступление ингибитора в подъемные трубы. Ингибиторный клапан устанавливают в скважинной камере 15 при помощи спускного инструмента ИСК из комплекта инструментов КИГК после извлечения из кармана камеры глухой пробки, с которой камера спускается в скважину. Телескопическое соединение 11 служит для компенсации температурных удлинений подъемных труб.

После установки клапана-отсекателя включается в работу станция управления 1. Создается давление в трубке управления, которое превышает статическое давление скважины на 2 МПа, удерживая клапан в открытом состоянии.

При работе в автоматическом режиме клапан-отсекатель закрывается в следующих случаях:

-   при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры за установленные пределы по сигналу от электроконтактного манометра 6 (только для комплекса КУСА-Э, см. рис. 3.3 б) и при срабатывании направляющих распределителей 5;

-   при повышении температуры на устье выше 343 К, когда расплавляется предохранитель 4;

-   при нарушении герметичности.

Клапан-отсекатель может бьггь принудительно закрыт со станции управления или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Станция управления СУ-350В1 в брызгозащищенном исполнении для автоматического управления работой скважинными клапанами-отсекателями рассчитана на работу в условиях умеренной климатической зоны (рис. 3.4).

В шкафу I размещены: панель 4, на которой закреплены исполнительные механизмы, бак 19 для рабочего нагнетаемого агента и два баллона 15, 16 для сжатого воздуха.

На панели расположены насос 11с пневморучным управлением, два редуктора давления 5, 10, три манометра 6, 7, 9, трехходовой пусковой клапан 3, трехходовой разгрузочный клапан 12 и предохранительный клапан 17.

Насос 11 для создания требуемого давления нагнетания приводится в действие от давления подаваемого воздуха или ручным способом. Давление воздуха и давление, подаваемое насосом, находятся в соотношении 1 : 50, т. е. при давлении воздуха 0,1 МПа насос создает давление в гидросистеме 5 МПа и т. д. Давление воздуха, подводимого к насосу, устанавливается редуктором давления 10. С помощью второго редуктора давления 5 устанавливается давление в пневматической линии "сигнал", идущей к пусковому клапану 3 и далее к разгрузочному 12. Минимальное и максимальное давления в этой линии соответственно должны быть 0,4 и 0,6 МПа.

Давление в выходной пневматической линии регистрируется манометром 6, давление, развиваемое насосом при перекрытой нагнетательной линии, манометром 7, давление в нагнетательной линии манометром 9.

Для защиты нагнетательного клапана насоса от действия давления перед трехходовым разгрузочным клапаном установлен обратный клапан 14.

Гидравлическая система станции защищена от превышения давления свыше 37 МПа, для чего на нагнетательной линии установлен предохранительный клапан.

В нижней части шкафа предусмотрены три отвода "нагнетание", "питание", "сигнал": первый - для присоединения нагнетательного трубопровода, второй - для внешнего источника питания и третий - выходящей пневматической линии.

Для заполнения бака рабочим агентом имеется горловина 18, а для слива - отвод 20.

На щите станции расположены ручка 13 для ручного привода насоса и рычаг 2 для удержания в вытянутом состоянии штока пускового клапана. Сверху на корпусе шкафа предусмотрен дыхательный клапан 8 для вентиляции. Станция может питаться от газовых баллонов 15 и 16 или внешнего источника.

Перед пуском станции к ней присоединяют все трубопроводы. При питании станции от баллонов отвод "питание" заглушают. Вращением против часовой стрелки закрывают редукторы давления 5, 10 и разгрузочный клапан 12.

При появлении давления в пневмосистеме, о чем будут свидетельствовать показания входных манометров редуктора 5 и 10, вращением маховика редуктора 10 по часовой стрелке поднимают давление в пневматической линии, идущей к насосу, до требуемого. При этом начинает работать насос, который после создания соответствующего давления в гидросистеме автоматики останавливается. При падении давления по каким-либо причинам в гидросистеме насос вновь включается.

Вращением маховика редуктора 5 по часовой стрелке устанавливают давление от 0,4 до 0,6 МПа в пневматической линии, идущей к пусковому клапану 3. Перемещением штока пускового клапана 3 "на себя" открывают трехходовой разгрузочный клапан для пропуска рабочего агента в нагнетательную линию. После достижения заданного давления (это давление предварительно было установлено по манометру 7) насос вновь автоматически останавливается, а шток клапана 3 остается в вытянутом положении.

Техническая характеристика СУ-350В1

Исполнение по защищенности от воздействия воды    В1

Привод станции пневматический

Рабочее давление, МПа   35

Подача (по насосу), м3/с 0,7

Давление на выходе в пневматической линии, МПа 0,7- 1,5   

Вместимость пневматического аккумулятора

при давлении 15 МПа, м3 24*10^-3

Рабочий агент:

 В гидравлическ

 В пневматичесл

Предельные температуры окружающего воздуха, К   от 252 до 311

Вместимость бака, м³ 25 10'3

Габаритные размеры, мм:

Длина   914

Ширина 700

Высота  1660

Масса, кг 200

Станция управления СУЭ-350В1 служит для автоматического управления работой скважинными клапанами-отсекателями и применяется в комплексе КУСА. Станция предназначена для эксплуатации на открытом воздухе в умеренно холодном климатическом районе и состоит из шкафа, в котором размещены гидравлический блок, блок автоматический и блок управления. Шкаф выполнен в водозащищенном исполнении.

В блоке управления предусмотрен электроконтактный манометр, к которому присоединен датчик давления для отключения станции при падении давления до нуля в случае обрыва нагнетательной линии. Для пуска станции в работу на щите установлена кнопка тумблера 5 с сигнальной лампой 6.

Газлифтная установка ЛП

Установка ЛП периодического действия с отсечкой нагнетаемого газа на устье (рис. 3.5) состоит из наземного и скважинного оборудования. Наземное оборудование включает серийно выпускаемую фонтанную арматуру АФКЗа-65*210 1 и регулятор цикла времени 2 СР-2. В состав скважинного оборудования входят: скважинные камеры КН 4 или К 3, газлифтный клапан Г 5, пакер ПН-ЯГМ 7, камера замещения 8, разрядный 9 и приемный 10 клапаны с ниппелем 11 и газоотводящее устройство 6 [1].

Скважинные камеры К предназначены для размещения в них пусковых газлифтных клапанов, КН - для установки рабочего клапана. Камеры КН отличаются от камер К тем, что нижний конец кармана удлинен и из него выведен наружу газоотводящий патрубок, последний соединяется с газоотводящим устройством. 

Газоотводящее устройство 6 состоит из корпуса с эксцентрично расположенным в верхней части отверстием для газо- отводящего патрубка. Внутри газоотводящего устройства устанавливается подвесной патрубок. Кольцевое пространство между трубой, навернутой на подвесной патрубок, и трубой, соединенной с корпусом устройства, служит каналом для прохода нагнетаемого газа в камеру замещения.

Камера замещения 5 представляет собой колонну из насосно-компрессорных труб максимально возможного для данной скважины диаметра. Внутри камеры замещения располагается второй концентрический ряд подъемных труб, который заканчивается хвостовиком.

Нижняя часть камеры замещения соединяется с посадочным ниппелем, в который для предотвращения воздействия давления нагнетаемого газа на забой скважины установлен приемный клапан.

Установка ЛП работает следующим образом.

Под действием давления газа, нагнетаемого в затрубное пространство, с помощью пусковых газлифтных клапанов снижается уровень жидкости в нем до глубины установки рабочего клапана. После обнажения рабочего клапана нагнетаемый газ через клапан, газоотводящее устройство поступает в камеру замещения, аэрирует накопившуюся в камере жидкость и вытесняет ее по колонне подъемных труб на поверхность.

В момент начала перелива жидкости в выкидную линию при помощи регулятора цикла времени прекращается подача газа в скважину и происходит разрядка колонны подъемных труб. Разрядка кольцевого пространства камеры замещения от остатков нагнетаемого и выделяющегося из скважинной жидкости газа осуществляется с помощью разрядного клапана 9, который работает от перепада давления, обеспечивая пропуск газа после продавки жидкости. По мере снижения давления в камере замещения открывается приемный клапан 10, и камера наполняется жидкостью в течение промежутка времени, установленного регулятором цикла времени СР-2. Далее процесс повторяется.

Краткая техническая характеристика установок ЛП приведена в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Краткая техническая характеристика установок ЛП

Параметры	ЛП-60А- ЛП-60А- 210-118 210-122	ЛП-60А- ЛП-60А-210- ЛП-60А- 210-136 140 210-145
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб, мм	146	168
Условный диаметр колонны подъемных ЛРУб, мм	60	73
Максимальный отбор жидкости, м 3/сут	40	40
Рабочее давление, МПа	21	21
Удельный расход ра- Jj^ero агента, м3/сут	300-750	300-750

 

В установке лифта замещения ЛП применяется станция регулирования цикла времени (рис. 3.6), предназначенная для регулирования циклической подачи нагнетаемого газа в скважину.

Мембранно-исполнительный механизм (МИМ) представляет собой узел, основными рабочими органами которого являются мембрана 17, шток 2, корпус 19 и пружина 18. Шток под действием пружины 18 находится в верхнем положении.

Корпус 19 имеет фланцы для соединения станции с фланцами нагнетательной линии скважины. В него устанавливается седло. Мембранно-исполнительный механизм 16 через патрубок 15 соединен с коробкой 7-

Одноступенчатый редуктор 4 предназначен для понижения давления воздуха (газ), поступающего из нагнетательной линии, и автоматического поддержания постоянным заданного рабочего давления.

Перепускной клапан 9 устанавливается в боковом отверстии корпуса б и, в зависимости от положения рычага 10, перепускает воздух (газ) в полость а мембранно-исполнительного механизма. В перепускном клапане имеется движущийся сердечник с манжетами. Перепускной клапан 9, разрядник 8, рычаг 10, захватывающий винт 11, регулирующее колесо 12, часовой механизм 13 станции регулирования помещены в коробке для предотвращения коррозии и проникновения в них пыли и влаги.

Разрядник 8 представляет собой винт с отверстием для разрядки полости а и возврата в верхнее положение штока 2 под действием пружины 18.

Рычаг 10 упирается в хвост сердечника перепускного клапана 9 при свободном состоянии захватывающего винта 11. Винт захвата 11 под углом вворачивается в отверстие рычага 10 и попадает острым концом в наружную проточку регулирующего колеса 12. Регулирующее колесо 12 представляет собой барабан с наружными проточками и пазами. В его пазах устанавливаются скобы, перемещающиеся в сторону наружной проточки для регулирования цикла подачи рабочего агента. Барабанно-часовой механизм 13 предназначен для вращения регулирующего колеса 12.

Нагнетаемый в затрубное пространство рабочий агент через отверстия вне, кольцевую полость б и трубы 3 попадает в редуктор 4. После понижения давления рабочего агента до заданного через трубку 14 рабочий агент попадает под перепускной клапан 9.

При перемещении острого конца захватывающего винта по скобкам регулирующего колеса 12 перепускной клапан открывается и рабочий агент через трубы 22, 23, патрубок 15 попадает в полость а и, действуя на площадь мембраны 17, создает усилие, перемещающее шток 2 в нижнее положение, и отверстие г седла 1 закрывается. При этом прекращается подача рабочего агента в скважину. После заданного времени острый конец захватывающего винта П попадает на проточку регулирующего колеса 12, рычаг 10 действует на хвост сердечника перепускного клапана 9 и закрывает его. Разрядник 8, разряжая полость а, освобождает мембрану 17 от действия рабочего агента, Шток 2 под действием пружины 18 открывает отверстие г седла 1 и обеспечивает подачу рабочего агента в скважину.

Последующие циклы работы регулятора происходят аналогично.

⇐ Предыдущая45678910111213Следующая ⇒

Поделиться: