Комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями КУСА и КОУК

Комплексы управления скважинными клапанами - отсекателями КУСА (рисунок 7.) и КОУК (рисунок 8) предназначены для эксплуатации фонтанирующих нефтяных скважин и обеспечения герметичного перекрытия ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении параметров работы скважин от заданных и при возникновении пожара. Комплексы позволяют проводить одновременно бурение, эксплуатацию и ремонты группы нефтяных и газовых скважин, расположенных на одном кусте или морском основании.

Комплексы КУСА-Э и КОУК-Э применяются при наличии источника электроэнергии напряжением 380 В, частотой 50 Гц, комплексы КУСА и КОУК – в местах, где электроэнергия отсутствует.

Условное обозначение комплексов КУСА и КОУК состоит из наименовании и шифра: первые буквы и цифра после них – обозначение комплекса и номер модели, далее через дефис: условный диаметр (мм) и тип резьбы колонны подъемных труб (при комбинированной колонне обозначается через дробь), рабочее давление в МПа (двузначное число), наружный диаметр пакера или стационарного разобщителя (мм); исполнение по коррозионностойкости Kl, K2, К2И и КЗ, тип станции управления: Э – электрическая (пневмогидравлическая – без обозначения), номер схемы компоновки скважинного оборудовании. Например, комплекс управления скважинными клапанами - отсекателями, КУСА-89-35-136-1 или КУСА-89-35-145-Э-2, комплекс оборудования с управляемыми клапанами - отсекателями, КОУК-89/73-70-112 или КОУК-НКМ89/НКМ73-35-136К2-Э.

Наземное оборудование комплексов компонуется но трем схемам.

Схема наземного оборудования комплекса типа КУСА имеет станцию управления СУ1 пневмогидравлического типа, пневмопитание осуществляется от аккумулятора газа, входящего в состав станции.

Станция управления сигнальной линией соединена с двумя пилотными клапанами (направляющими распределителями) типа КП, установленными на выкидной линии фонтанной арматуры после дросселя. Один из пилотных клапанов настраивается на верхний предел допустимого давления на выкиде, второй – на нижний предел.

В случае отклонения давления ни выкиде фонтанной арматуры от заданных пределов срабатывает один из клапанов, и сигнал но сигнальной линии поступаем на исполнительный механизм станции. В результате этого резко снижается давление в трубке управления, соединенной с клапаном -отсекателем типа КАУ в скважине и он перекрывает доступ продукции к устью скважины.

Трубка управления с устья вводится в скважину через уплотнительное устройство.

Клапан - отсекатель также закрывается в случае пожара, когда расплавляются температурные предохранители и падает давление в сигнальной линии и трубке управления. На сигнальной линии трубки управления установлены распределители, к которым могут быть подсоединены остальные скважины куста (до восьми скважин). При нарушении режима работы одной из скважин закрываются клапаны - отсекатели всех скважин куста.

Клапан - отсекатель можно закрывать со станции управления пли из диспетчерского пункта промысловой телемеханики.

В состав комплекса типа КОУК входит станция управления СУ1 или СУЗ пневмогидравлического типа; пневмопитание осуществляется газом из скважины, который проходит очистку и частичную сепарацию в специальном фильтре типа ФОГ, установленном на выкидной линии фонтанной арматуры.

Очищенный газ по трубопроводу 14 поступает на станцию управления.

Станция управления типа СУЗ (в отличие от СУ1) состоит из одного пневмогидравлического блока и нескольких гидравлических блоков, число которых равно числу обслуживаемых скважин (но более шести).

В районах, где имеются источники электропитания переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц, применяются комплексы КУСА-Э и КОУК-Э со станцией управления СУЭ электрического типа.

Станция управления связана с электроконтактным манометром, расположенным на выкиде фонтанной арматуры. На манометре устанавливаются верхний и нижний пределы давлении, отклонение от которых дает сигнал на станцию управления для разрядки трубки управления, в результате чего закрывается клапан - отсекатель.

При отсутствии электроэнергии сигнал поступает на станцию управления от пилотных клапанов или температурных предохранителей, как в предыдущих схемам.

Состав наземного оборудования комплексов приводится в таблице 7.

В зависимости от условий работы и необходимых технологических операций и процессе освоения и эксплуатации скважин скважинное оборудование комплексов КУСА и КОУК компонуется по 14-ти схемам, отличающимся составом оборудования и конструкцией отдельных составных частей (рисунки 9, 10, 11).

Применяемость схем компоновки скважинного оборудования комплексов и зависимости от основных параметров их работы указана в таблице 8.

Для разобщения трубной и затрубной зон и защиты эксплуатационной колонны труб от воздействия скважинной среды в оборудовании по схемам I-XI и XIV применяется эксплуатационный пакер, а в оборудовании по схемам XII и XIII - стационарный разобщитель.

В оборудовании но схемам III, V, VII, VIII, XI, XII и XIII предусмотрено извлечение из скважин колонны подъемных труб без пакера.

Отсоединение колонны труб от пакера осуществляется разъединителем колонны. Перед извлечением скважинного оборудования в оставляемую с пакером часть разъединителя с помощью инструментов канатной техники устанавливается глухая пробка с замком.

Для компенсации изменений длины колонны подъемных труб и оборудовании по схемам II, V, VI, VIII, X, XI и XIII предусмотрено телескопическое соединение.

Телескопическое соединение в оборудовании по схеме XIII позволяет осуществить посадку соединительного устройства стационарного разобщителя в переводник (корпус) разобщителя после окончания освоения скважины.

Для подачи ингибиторов разного назначения в оборудовании по схемам IV, VI, VII и VIII предусмотрены ингибиторные клапаны стационарного, и схемах IX — XIV - съемного типа.

Таблица 7

Таблица 8

Съемные клапаны устанавливаются в скважинных камерах при помощи инструментов канатной техники.

Для замещения жидкости в скважине при ее освоении предусмотрены циркуляционные клапаны 7, а для аэрации – клапаны 5. В оборудовании по схеме XIII аэрация при необходимости проводится через клапан 7.

Для аварийного глушения скважины предусмотрены циркуляционные клапаны 6, которые открываются при избыточном давлении внутри труб или в затрубном пространстве.

В оборудовании по всем схемам предусмотрен клапан – отсекатель тина КАУ, который при помощи замка фиксируется в посадочном ниппеле.

К клапану - отсекателю через ниппель подведена с поверхности трубка управления, связанная с наземной станцией управления. В оборудовании по схеме XIV ингибиторный и циркуляционный клапаны, а также глухие пробки устанавливаются в скважинных камерах.

В этой же схеме предусмотрена возможность извлечения скважинного оборудования при заклинивании пакера при спуске или подъеме. Для этой цели предусмотрено устройство разъединения труб. Оно позволяет отсоединить колонну подъемных труб от пакера путем вращения ее вправо. К оставшейся с пакером части разъединителя можно повторно присоединить колонну более прочных труб для срыва и подъема пакера. Скважинное оборудование комплексов, собранное по одной из схем с предохранительной гильзой в посадочном ниппеле, спускается в скважину на подъемных трубах совместно с трубкой управления, которая соединена с посадочным ниппелем и крепится к подъемной трубе при помощи хомутов.

После проверки герметичности соединений трубки устье скважины обвязывается фонтанной арматурой с проходом соответствующего размера. Трубка выходит на поверхность через уплотнительное устройство катушки фонтанной арматуры и обвязывается со станцией управления. Затем осуществляют замещение раствора в скважине на воду через башмак и посадку пакера в оборудовании по схемам I-XI и XIV.

Посадка пакера проводится гидравлически с использованием срезного клапана пакера или приемного клапана. Приемный клапан либо сбрасывается с устья, либо инструментами канатной техники устанавливается в ниппеле 9.

Из посадочного ниппеля при помощи инструментов канатной техники извлекается предохранительная гильза.

При необходимости (отсутствие приточки) через циркуляционный клапан 5 в скважине проводится аэрация жидкости.

После закрытия клапана 5 открывается циркуляционный клапан 7 и процесс замещения осуществляется через него. Этот клапан в последующем используется для промывки скважины, а также для ее глушения. Циркуляционные клапаны 5 и 7 открываются и закрываются инструментами канатной техники.

В оборудовании по схеме XII колонна подъемных труб спускается и крепится в обсадной колонне при помощи стационарного разобщителя, разрежается через циркуляционный клапан 7.

В том случае, когда этого разрежения недостаточно для пуска скважины, предусмотрена компоновка оборудования по схеме XIII. Телескопическое соединение в этой схеме позволяет провести замещение жидкости через затрубное пространство или подъемные трубы до посадки соединительного устройства стационарного разобщителя в переводник (корпус) разобщителя.

В оборудовании но схеме XIV перед освоением инструментами канатной техники из скважинной камеры (на расчетной глубине) извлекается глухая пробка и устанавливается циркуляционный клапан.

Корпус стационарного разобщителя спускается в скважину в составе эксплуатационной колонны труб.

Соединительное устройство разобщителя спускается в составе колонны подъемных труб.

По окончании освоения скважины за счет длины хода телескопического соединения проводится посадка соединительного устройства в корпус.

После выхода скважины на заданный режим эксплуатации инструментами канатной техники с установки типа ЛСГ1К-131 через герметизированное устье скважины закрываются циркуляционные клапаны, из посадочного ниппеля извлекается предохранительная гильза и устанавливается клапан - отсекатель.

После установки клапана - отсекателя включается в работу станция управления, и в трубке управления создается давление, удерживающее клапан - отсекатель открытым.

В процессе эксплуатации различные ингибиторы дозируются и попадаются в подъемные трубы посредством ингибиторных клапанов 13.

Закрытие клапана - отсекателя при работе и автоматическом режиме происходит в следующих случаях:

- при повышении или понижении давления и выкидной линии фонтанной арматуры (но сравнению сустановленными пределами), при срабатывании пилотных клапанов или но сигналу электроконтактного манометра;

- при повышении температуры на устье до 70 °Сили более, когда давление в трубке управления падает за счет разгерметизации плавких предохранителей;

- при нарушении герметичности обвязки скважины со станцией управления.

При местном управлении клапан - отсекатель закрывается принудительно со станции управления нажатием кнопки «Стоп».

При дистанционном управлении клапан - отсекатель закрывается при подаче сигнала с диспетчерского пункта промысловой телемеханики.

В комплект поставки входят наземное оборудование комплекса (в соответствии с таблицей 7), скважинное оборудование (в соответствии со схемой компоновки скважинного оборудования) и запасные части.