Оборудование обвязки обсадных колонн (стр. 5 из 7)

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-XIи 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 XIIколонна 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 XIVперед 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.

2.2Комплексы скважинного оборудования КПГ, КПГ1 И КПГ2

Эти комплексы предназначены для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с гарантией автоматического перекрытия ствола скважины при изменении параметров сверх заданных пределов, а также в случае разгерметизации устья и подъемных труб.

Комплексы скважинного оборудования позволяют осуществлять все технологические операции, связанные с эксплуатацией и ремонтом скважины (рисунок 12).

Условное обозначение комплексов КПГ состоит из наименования и шифра: первые буквы и цифра после них - обозначение комплекса и номер модели, далее через тире: условный диаметр (мм) и тип резьбы колонны подъемных труб, рабочее давление (МПа), наружный диаметр, пакера (мм); исполнение по коррозионностойкости: Kl, K2, К2И и КЗ. Например: комплекс скважинный (подземный) для газовых скважин КПГ-73-35-136 или КПГ1-89-35-145К1.

Скважинное оборудование комплексов (без клапана - отсекателя с замком и уравнительным клапаном) спускается в скважину на колонне подъемных труб.

Посадка пакера проводится гидравлически; при посадке используется либо срезной клапан, либо приемный клапан, который сбрасывается с устья или устанавливается в ниппеле инструментами канатной техники.

После посадки пакера и опрессовки скважинного оборудования инструментами канатной техники открывается циркуляционный клапан типа КЦМ или КЦМ1 и проводится освоение скважины. В дальнейшем эти клапаны используются для промывки или глушения скважины.

В комплексах тина КПГ1 перед освоением инструментами канатной техники разблокируется телескопическое соединение СТ2 для снятия к колонне подъемных труб растягивающих напряжении, возникающих при посадке пакера.

После выхода скважины на заданный режим эксплуатации при помощи инструментов канатной техники закрывается циркуляционный клапан КЦМ или КЦМ1, и в посадочный ниппель устанавливаются последовательно соединенные клапан - отсекатель, уравнительный клапан и замок. Клапан -отсекатель фиксируется в ниппеле при помощи замка.

В комплексах типа КПГ1 после освоения до установки клапана -отсекателя инструментами канатной техники из скважинном камеры извлекается глухая пробка и устанавливается ингибиторный клапан.

В процессе эксплуатации скважины в подъемные трубы из затрубного пространства через ингибиторный клапан возможна дозировочная подача ингибиторов разного назначения.

Для аварийного глушения служат клапаны типа КЦГ или КЦГ1, отрывающиеся при избыточном давлении в трубах или затрубном пространстве. При нарушении герметичности устья или подъемных труб или при увеличении дебита скважины сверх заданного происходит автоматическое закрытие клапана - отсекателя. После устранения причин разгерметизации устья клапан - отсекатель может быть открыт с устья путем повышения давления в подъемных трубах. В случае необходимости подъема колонны подъемных труб без пакера в шток разъединителя колонны труб типа РК для изоляции пласта при помощи инструментов канатной техники устанавливается глухая пробка, после чего осуществляется отсоединение разъединителя.

Рисунок 12. Комплекс скважинного оборудования типов КПГ (а) и КПГ1 (б):

а: 1 – телескопическое соединение типа СТ; 2 – циркуляционный канал типа КЦГ; 3 – ингибиторный клапан типа КИНГ; 4 – циркуляционный клапан типа КЦМ; 5 – разъединитель колонны типа РК; 6 – пакер типа ЗПД-ЯГ; 7 – посадочный ниппель; 8 – замок типа 13К; 9 – уравнительный клапан типа КУМ; 10 – клапан – отсекатель типа КА; 11 – срезной клапан пакера; б: 1 – телескопическое соединение типа СТ2; 2 – циркуляционный клапан типа КЦГ1; 3 – скважинная камера типа К; 4 – ингибиторный клапан типа КИНГС; 5 – циркуляционный клапан типа КЦМ1; 6 – разъединитель колонны типа РК (или разъединительное устройство для КПГ1-73-35); 7 – пакер типа2ПД-ЯГ; 8 – посадочный ниппель; 9 – замок типа ЗНЦВ1; 10 – уравнительный клапан типа КУМ1; 11 – клапан – отсекатель типа КА; 12 – срезной клапан пакера

В комплексах КПГ1-73-35 отсоединение колонны подъемных труб от пакера происходит при помощи разъединительного устройства. При вращении колонны труб вправо освобождается цанга разъединительного устройства, цанга и уплотнение разъединителя поднимаются вместе с колонной подъемных труб.

Комплексы типа КПГ1 по сравнению с комплексами типа КПГ имеют следующие отличия: циркуляционный клапан КУМ1 имеет проточку на гильзе, уменьшающую усилие перемещения гильзы и предотвращающую ее заклинивание; в циркуляционном клапане КЦГ1 рабочим органом является мембрана, а также в отличие от клапана КЦГ в нем отсутствуют уплотнения и трущиеся поверхности; телескопическое соединение типа СГ2 обеспечивает компенсацию длины колонны подъемных труб в двух направлениях и позволяет разъединителю колонны труб типа РК произнести ход, необходимый для отсоединения его от пакера; замок тина ЗНЦВ1 отсоединяется от спускного инструмента только после фиксации замка в посадочном ниппеле; циркуляционный клапан типа КИНГС съемного типа, он устанавливается и извлекается из скважинкой камеры инструментами канатной техники; пакер комплексов КПП съемного типа простой конструкции, извлечение его проводится обычным натягом колонны подъемных труб.