3.17. Автоматизация фонтанных скважин

Средства автоматизации фонтанных скважин направлены в основном на контроль наличия поступления жидкости из скважины и предупреждение открытых фонтанов.

Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплектуют­ся задвижками с ручным, дистанционным и автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным управлением - пневмоприводные от станции управления. Станция управления включает воздушные баллоны, пневмогидравлический насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берется от баллонов или воздушного ком­прессора. Станцией можно управлять дистанционно, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пилотный клапан, срабатывающий от электросигнала с диспетчерского пункта.

При эксплуатации фонтанных скважин находят примене­ние комплексы оборудования для предупреждения открытых фонтанов типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обеспечивают герметичное пере­крытие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонениях параметров (давления, дебита) работы скважин от заданных и при возникновении пожара. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электроги­дравлическим (типа КУСА-Э).

В процессе эксплуатации посредством ингибиторного клапана при необходимости через затрубное пространство до­зируют поступление в подъемные трубы ингибиторов коррозии и парафинообразования.

Автоматизация фонтанной скважины также предусматрива­ет автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабаты­вает автоматически и перекрывает трубопровод при повышении давления в нем на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопрово­да). Для его управления не требуется дополнительной энергии других источников. Манометрами осуществляется местный контроль буферного и затрубного давлений.

Также в настоящее время существуют совершенные датчики наличия расхода жидкости из серии так называемых «бескон­тактных», которые могут быть использованы как датчики телесостояния фонтанирующих скважин, а также датчики расхода жидкости или счетчики и т. д. и т. п.

Итак, современные средства контроля и измерения позво­ляют существенно снизить затраты на эксплуатацию кустов скважин промысла за счет оперативной выдачи информации.

3.18. Комплекс скважинного оборудования для фонтанной эксплуатации

При разрушении или повреждении устьевого оборудова­ния, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного простран­ства переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного пространства, обеспечения проведения много­численных промысловых технологических операций, связан­ных с эксплуатацией или ремонтом скважин. Начиная с 1992 г. этот комплекс оборудования должен в обязательном порядке применяться при фонтанной эксплуатации скважин.

Комплекс специального скважинного оборудования состо­ит из пакеров, якорей, разъединителей колонн, скважинного инструмента для подготовки ствола скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и ингибиторных клапанов, посадочных ниппелей, а также из инструмента и принад­лежностей канатной техники для управления подземным оборудованием.

Пакеры, устанавливаемые над эксплуатационным горизон­том, служат для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнета­тельных скважин при их эксплуатации и ремонте, а также для разобщения двух продуктивных горизонтов или более при одновременной раздельной эксплуатации их и эксплуатацион­ного горизонта от водоносных нижележащих горизонтов.

Разъединители колонны предназначены для отсоединения колонны труб НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин и соединения их с этим оборудованием. Отсоединение колонны НКТ от скважинного оборудования и присоединение их осу­ществляют через разъединитель колонны с помощью канатной техники.

Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатаци­онных колонн нефтяных и газовых скважин от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, задиров, отложений солей, парафина и шлама перед спуском пакеров или сква­жинного оборудования, а также при проведении ремонтных работ в скважине. Очистку внутренней поверхности колонн осуществляют с одновременной промывкой ствола промывоч­ной жидкостью.

Фрезер предназначен для разбуривания стационарных па­керов, пробок и скважинного оборудования при капитальных ремонтах нефтяных и газовых скважин. Разбуривание фрезером осуществляют через колонну бурильных труб с одновременным вращением их и прямой циркуляцией промывочного раство­ра. Выносимый шлам из промывочного раствора осаждается в шламоуловителе, спускаемом совместно с фрезером на колонне бурильных труб. Оставшиеся от разбуривания части поднимают с помощью захватного узла. Фрезеры и райберы используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуатации газовых и нефтяных скважин, а также для нагне­тательных скважин, входят различные скважинные клапаны, позволяющие осуществлять многочисленные технологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, подачу ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока и некоторые ремонтно-профилактические операции.

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции сква­жины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуата­ционной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом. Это очень важно, если скважина может дать грифон.

Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следую­щим требованиям:

• надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации сква­жины;

• обладать способностью надежно устанавливаться на не­обходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

• обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины установки клапана-отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматиче­ский клапан-отсекатель, принимают обычно на 15...20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от ОД до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обыч­но устанавливают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадоч­ного инструмента.

Для газовых скважин применяются комплексы подземного оборудования типа КПГ, для фонтанных нефтяных и газовых скважин комплексы управляемых клапанов-отсекателеи типа КУСА. Применение комплексов обеспечивает: одновремен­ное проведение бурения и эксплуатации, а также текущего и капитального ремонтов скважин, расположенных на одном кусте, предотвращение аварий при повышении давления свыше установленной нормы, а также при повышении температуры на устье скважины свыше 70 °С; проведение местного дотацион­ного и автоматического управления работой скважины.