Оборудование для предупреждения открытого нерегулируемого фонтанирования при эксплуатации скважин

РЕФЕРАТ  ПО ДИСЦИПЛИНЕ  НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТКРЫТОГО НЕРЕГУЛИРУЕМОГО ФОНТАНИРОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Введение

Открытые нефтяные газовые  фонтаны  это серьезные аварии, возникающие как проводке, так  и при эксплуатации скважин. Они  наиболее опасны в начальный период фотанирования, когда пластовое  давление большое и дебит скважины высокий.

При эксплуатации фонтанных  нефтяных и газовых скважин применяются  комплексы устройств для предупреждения открытых фонтанов. Для эксплуатации индивидуальных и групповых нефтяных и газовых скважин выпускаются  комплексы типа КУСА и КОУК.

Комплексы типа КУСА и КОУК могут обслуживать от одной до восьми скважин. В случае разгерметизации  устья или отклонения режима работы от заданного они обеспечивают перекрытие ствола управляемыми скважинными клапанами - отсекателями типа КАУ кик автоматическим, так и принудительным путем с  пультом наземных станций управления пневмогидравлического СУ и электрогидравлического СУ-Э типов.

Применительно к различным  условиям эксплуатации каждый комплекс выпускается с несколькими схемами  компоновки скважинного оборудования. Число схем может достигать восьми.

 

 

 

1. Причины возникновения открытых фонтанов при эксплуатации скважин.

 Причины возникновения  открытых фонтанов при эксплуатации  скважин можно условно разделить  на три группы.

Первая группа – разрушение или повреждение устьевого оборудования. Механическое повреждение транспортными  средствами, напорам воды и льдин  на затапливаемых территориях, потоками при оползнях и снеговых обвалах, штормами на морских промыслах, падением вышки или других предметов при  кустовом бурении (скв . 146 Глебовская –  повреждение фонтанной арматуры трактором и скв. 128 Крестище –  повреждение устьевого оборудования при демонтаже буровой вышки).

Разрушение устьевого  оборудования из-за некачественного  изготовления его узлов на заводах (скв. 75 Медведовка – разрушение задвижки, установленной на крестовине фонтанной  фрматуры, некачественной сварной шов, соединяющий корпус задвижки с фланцем).

Разрушение устьевого  оборудования, не предназначенного для  работы в условиях Крайнего Севера и Сибири принизких температурах (скв. 15 Средние-Вилюская).

Разрушение устьевого  оборудования в результате нарушения  технологии ремонта и обслуживания колонной головки и фонтанной  арматуры (скв. 235 Западный Шатлык).

Разрушение или повреждение  устьевого оборудования в результате разрушающего действия агрессивных  сред и высоких давлений. Выход  из строя оборудования при этом наблюдается  преимушественно в скважинах, в  добываемой продукции которых содержаться  сероводород, углекислый газ, минерализованная вода и другие агрессивные  компоненты. Разрушающее действие высоких давлений проявляется при негерметичных  соединениях устьевой арматуры и  коммуникаций и усугубляется наличием в продукции скважин песка, механических примесей, сероводорода и др. (скв. 227 Западный Шатлык).

Разрушение и повреждение  устьевого оборудования вследствие внурискважинного взрыва или взрыва в наземных коммуникациях, которые  происходят при образовании взрывной смеси нефтяных газов с воздухом, самовоспламенении при окислении  пирофорных отложений, разряде статического электричества, нагреве газовоздушной  семси при выходе через щель, действии ударной волны и электризации.

Разрешение и повреждение  устьевого оборудования под действием  теплового излучения горящего фонтана  рядом стоящей скважины при кустовой эксплуатации.

Вторая группа причин возникновения  открытых фонтанов связана с выходом  из строя самой сквжины, что произходит при внутрискважинном взрыве, нарушении  герметичности эксплуатационной колонны, а также межколонного пространства, несовершенстве конструкции скважины.

Третья группа – организационные  причины: отсутствие надлежащего контроля за эксплуатирующимися скважинами, что  не позволяет своевременно установить и устранить пропуски газа, межколонные  давления, невыполнение работ по контролю, ремонту и эксплуатации устьевого  и забойного скважинного оборудования, ингибированию скважин, неудовлетворительное ведение геолого-технической документации по фонду эксплуатационных скважин.

2. Оборудование для предупреждения открытого нерегулируемого фонтанирования.

Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных  скважин применяются комплексы  типа КУСА и КУСА-Э.

Основные элементы комплексов:

• пакер;
• наземная станция управления;
• скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м.
1. Пакер.

Неотъемлемая часть забойных клапанов-отсекателей, используемых при  различных способах эксплуатации скважин, - пакерующее устройство.

Пакер, устанавливаемый над  эксплуатируемым пластом, предназначен для постоянного разобщения зон  затрубного пространства, расположенных  выше и ниже его.

2. Наземная станция управления.
1. Станция управления СУ1 – 35, СУЗ – 35 и СУЭ – 35.

Предназначены для управления скважинными клапанами - отсекателями в комплексах типов КУСА-Э, КУСА, КОУК-Э и КОУК соответственно, первая и третья – при наличии источника электроэнергии, вторая и четвертая – при отсутствии его (табл. 9).

Условные обозначения  станции управления: С – станция, У – управления, 1 или 3 – номер  модели, Э – электрогидравлического типа, без буквы Э – пневмогидравлического  типа, 35 – условное рабочее давление в МПа. Например: СУЭ-35 СУЗ-35.

Станция управления СУЭ состоит  из гидравлического блока, блока  автоматики и блока управления, размещенных  в шкафу, который изготовлен с  учетом защищенности от воздействия  воды.

Гидравлический блок включает бак, дозаторный насос, разгрузочный, предохранительный, обратный клапаны и датчик уровня жидкости.

В блоке управления предусмотрены  электроконтактный манометр, настраиваемый  на требуемые пределы пуска и  остановки насоса, и датчик давления, отключающий станцию в случае падения давления в трубках управления до нуля.

Электроконтактный термометр  и терморегулятор предназначены  для контроля температуры в блоке.

Блок автоматики служит для  передачи команд с блока управления и электроконтактного манометра  исполнительным механизмом. Блок состоит  из магнитных пускателей, промежуточных  реле, понижающего трансформатора, электронагревателя для поддержания  температуры и реле времени для  обесточивания станции управления после аварийного закрытия отсекателя.

Таблица 9

Показатели	Станция управления
	СУЭ-35	СУ1-35	СУЗ-35
Рабочее давление, МПа	35	40	40
Давление сигнальной линии, МПа	-	0,5 – 40	0,5 – 40
Давление в пневматиче- ской линии, МПа	-	0,7 – 1,5	0,7 – 1,5
Подача насоса, л/ч	16	40	40
Напряжение питании, В	380	-	-
Потребляемая мощность, кВт	1,2	-	-
Вместимость пневматиче- ского аккумулятора (при 15 МПа), л	-	24	-
Рабочий агент в гидрав- лической системе при температуре окружающе- го воздуха 50-70 0С	Масло АМГ-Р по ГОСТ 6794-75	Транспортное масло но ГОСТ 982-80
Рабочий агент в пневма- тической системе	-	Азот, осушенный воздух или  газ
Вместимость бака, л	25	25	25
Габаритные размеры, мм	1020х800х1850	904х700х1685	218х430х1800
Масса, кг	249	170	170

 

Для защиты электрических  цепей и элементов от перегрузок служат автоматический включатель и  предохранители.

Насос станции пускается  включением автоматического выключателя  и тумблера. Выключение датчика давления сигнализируется лампочкой.

При поступлении сигнала  от электроконтактного манометра, установленного на устье, о нарушении режима работы скважины или о разгерметизации  устья блок автоматически приводит в действие разгрузочный клапан, в  результате чего снимается давление в трубках управления, закрывается  клапан - отсекатель и загорается сигнальная лампа аварийной ситуации.

Принудительно со станции  управления этого же эффекта можно  достичь, нажав кнопку «Стоп».

При отсутствии электроэнергии и в случае нарушения режима работы скважины срабатывает направляющий распределитель, который резко снижает  давление в трубке управления, в  результате чего закрывается клапан - отсекатель.

Открытие клапана - отсекателя осуществляется нажатием кнопки «Пуск».

Станция СУ1 (рисунок 14) включает пневмогидравлический насос, бак для  рабочего агента, воздушные баллоны  и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берется  от воздушного компрессора или от баллонов, расположенных внутри станции. При использовании газа скважины для привода насоса газ осушается  и очищается в фильтре типа ФОГ-16/1. В насосе предусмотрен также  ручной привод. Давление жидкости, поливаемой насосом, превышает давление газа на вводе в насос в 60 раз и регистрируется на выходе из насоса манометром 7 и в трубке управления манометром 16.

В гидравлической системе  насоса предусмотрены обратный, разгрузочный, предохранительный клапаны и  дроссель.

При подаче воздуха или  газа в привод насоса при открытом пусковом вентиле 10 в трубке управления и сигнальной линии насосом создается давление жидкости. При достижении заданного давлении насос отключается при помощи реле давления и пусковой вентиль закрывается. Устанавливается автоматический режим работы станции, обеспечивающий стабильное давление в трубке управления и сигнальной линии.

При нарушении режима работы скважины срабатывают пилотные клапаны  и разгружается сигнальная линия.

При падении давления в  сигнальной линии срабатывает разгрузочный клапан, резко снижается давление в трубке управления и клапан - отсекатель закрывается.

При местном ручном управлении клапан - отсекатель закрывается при  открытии разгрузочного вентиля 12.

Станция СУЗ позволяет  проводить как одновременное  закрытие или открытие клапанов - отсекателей  в шести скважинах куста, так  и индивидуальное открытие или закрытие клапана - отсекателя любой из скважин.

2. Пилотный клапан.

Предназначены для подачи сигнала на исполнительный механизм комплексов типа КУСА и КОУК для  закрытия клапана - отсекателя при повышении  или понижении давлении в выкидной линии фонтанной арматуры выше или  ниже заданного предела (таблица 10).

Условные обозначения  пилотного клапана: К – клапан, П – пилотный, 35 – рабочее давление (МПа), 40 – максимальное давление настройки  клапана (МПа), В – сигнализирующий  о превышении верхнего заданного  предела давлений, Н - сигнализирующий  о понижении давления ниже нижнего  заданного предела, КЗ – испытание  по коррозионностойкости. Например: КП 35-40В и КП-35-10ПКЗ.

Таблица 10

Показатели	Пилотный клапан
	КП-35-40В	КП-35-40ВКЗ	КП-35-40Н	КП-ЗБ-40НКЗ
Максимальное контроли- руемое давление, МПа	40	40	40	40
Диапазон настройки дав- ления, МПа:
верхней ступени	10—40	10-40	10—40	10—40
нижней ступени	2-15	2—15	0,5-15	0,5—15
Максимальное давление рабочего агента в сиг- нальной линии, МПа	35	35	35	35
Рабочий агент в сигнальной линии	Масло АМГ-10 по ГОСТ 6794-75
Контролируемая среда	Нефть, газ, газоконденсат  и пластовая вода температуры до 120 0С
	без агрес- сивных компонен- тов	с объемным содержа- нием СО2 и H2S — до 26% каждого	без агрес- сивных компонен- тов	с объемным содержа- нием СО2 и H2S - до 26% каждого
Габаритные размеры, мм	310х46х105		300х46х105
Масса, кг	2		1,95