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, 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. 4.6.2), 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 табл. 4.6.2. Скважинное оборудование (см. рис. 4.6.2, 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.

 

Рис. 4.6.2. Газлифтная установка Л с комплексом управления скважинными отсекателями

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 спускного 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 [20].

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.

Таблица 4.6.2

⇐ Предыдущая25262728293031323334Следующая ⇒

Поделиться: