Справочник по нефтепромысловому оборудованию

на подъемных (насосно-компрессорных) трубах совместно с трубкой

РИС. 11. Обвязка куста скважин комплексами КУСА или КУСА-Э:

/ — направляющий распределитель; 2 — трубка управления; 3 — распределитель; 4 — стойка

Трубка управления уплотняется в катушке фонтанной арматуры уп­ лотнительным устройством.

Проводится посадка пакера гидравлическим путем с использованием срезного клапана. При преждевременном срезе его или при посадке пакера без него в ниппель с помощью цангового инструмента ИЦ из комплекта КИГК устанавливается (или сбрасывается с устья) прием­ ный клапан.

Разъединитель колонны при необходимости, а также в дальнейшем при проведении ремонтов позволяет отсоединять от пакера колонну подъем­ ных труб с вышерасположенным скважинным оборудованием без глуше­ ния скважины. Для этого в разъединителе колонны при помощи спуск­ ного инструмента из комплекта инструментов ИКПГ должна быть уста­ новлена глухая пробка.

После посадки пакера и опрессовки скважинного и наземного обо­ рудования при помощи циркуляционного клапана 10 (см. рис. 10) осу­ ществляется аэрация жидкости, а затем замещение раствора через циркуляционный клапан 15, который в последующем используется для промывки пробок и глушения скважины. Перед освоением для защиты поверхностей ниппеля и управляющей трубки в ниппель устанавливается предохранитель (защитная гильза).

Циркуляционные клапаны открываются и закрываются при помощи толкателя циркуляционного клапана из комплекта инструментов ИКПГ.

Через циркуляционный клапан 14, открывающийся гидравлическим способом, при аварийных ситуациях можно быстро заглушить скважину.

После выхода скважины на заданный режим эксплуатации канатной техникой с гидравлической установки типа ЛСГ1К-131 через оборудова­ ние устья типа ОУГ подъемным инструментом из ниппеля извлекается предохранитель, толкателем закрывается циркуляционный клапан 15 (см. рис. 10) и спускным инструментом устанавливается клапан-отсекатель

сзамком, при помощи которого он фиксируется в ниппеле.

Впроцессе эксплуатации ингибиторы коррозии и парафинообразования нагнетаются с устья в затрубное пространство через ингибиторный

клапан, который дозирует поступление ингибитора в подъемные трубы.

В комплексе КУСА-500 ингибиторный клапан устанавливается в скважинной камере (см. рис. 10) при помощи спускного инструмента ИСК, состоящего из комплекта инструментов КИГК, после извлечения из кармана камеры глухой пробки, с которой камера спускается в сква­ жину. Телескопическое соединение служит для компенсации температур­ ных удлинений подъемных труб.

После установки клапана-отсекателя в работу включается станция управления. В трубке управления создается давление, превышающее ста­ тическое давление скважины на 2 МПа и удерживающее клапан в от­ крытом положении.

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

при повышении или понижении давления в выкидной линии фон­ танной арматуры за установленные пределы по сигналу от электрокон-

Техническая характеристика скважинного оборудования комплексов КУСА и КУСА-Э

по схеме 8), кг

при повышении температуры на устье выше 343 К, когда расплав­ ляется плавкий предохранитель;

при нарушении герметичности трубок управления.

Клапан-отсекатель может быть закрыт со станции управления при­ нудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Для группы скважин, управляемых одной станцией, при указанных

монтажные части, комплект управления — направляющий распредели­ тель КП, электроконтактный манометр (только для комплексов КУСА-Э), температурный предохранитель, трубка управления (L = 350 м), уплот­ нительное устройство, монтажные части.

Комплекс скважинного оборудования КПГ

Комплекс КПГ предназначен для эксплуатации индивидуальных газовых скважин, в составе продукции которых содержится углекислый газ или углекислый газ и сероводород одновременно, и обеспечивает автоматическое перекрытие ствола скважины при разгерметизации устья и подъемных труб, при увеличении дебита скважины и при возникнове­ нии пожара.

Комплекс скважинного оборудования позволяет осуществлять все технологические операции, связанные с эксплуатацией и ремонтом сква­

рабочее давление. Например, КПГ-168-89-3501^1 и КПГ-178-89-350К2. Скважинное оборудование комплекса КПГ отличается от скважин­

ного оборудования КУСА-89-350 отсутствием верхнего циркуляционного клапана для аэрации жидкости в скважине при освоении, а также рас­ положением и типом клапана-отсекателя.

Клапан-отсекатель типа КА 10 (рис. 12) устанавливается в нижнем ниппеле совместно с уравнительным клапаном КУМ на замке 13К 9 и автоматически перекрывает ствол скважины при дебите скважины выше заданного. Клапан-отсекатель спускается после выхода скважины на заданный режим эксплуатации при помощи спускного инструмента из комплекта ИКПГ. В связи с повышенными Требованиями к подъемным трубам в комплексе предусмотрен ниппель ^ в который устанавлива­ ется клапан для поинтервальной опрессовки тру£.

При разгерметизации устья, после устра^ния причины разгермети­ зации клапан-отсекатель можно открыть с устья, повысив давление в трубах.

10, в), исполнительным механизмам. Блок состоит из магнитного пуска­ теля, промежуточных реле и понижающего трансформатора.

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

новленного на устье, о нарушении режима работы скважины или о раз­ герметизации устья, блок автоматики приводит в действие разгрузочный клапан, в результате чего снижается давление в трубках управления и закрывается клапан-отсекатель.

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

При отсутствии электроэнергии и в случае нарушения режима ра­

для рабочего агента, воздушные баллоны и элементы пневмогидроав­ томатики. Воздух для привода насоса берется от воздушного компрес­ сора или от баллонов, расположенных внутри станции. В насосе преду­ смотрен также ручной привод. Давление жидкости, подаваемой насо­ сом, превышает давление газа на вводе в насос в 60 раз и регистри­ руется на выходе из насоса манометром 4 и в трубке управления манометром 7. В сигнальной линии связанной с направляющим распре­ делителем 5, установленным на выкидной линии фонтанной арматуры

(рис. 14).

В гидравлической системе насоса предусмотрены обратный и пре­ дохранительный клапаны.

Для пуска станции в работу в автоматическом режиме шток пус­

ние в сигнальной линии, освобождается шток пускового клапана и раз­ грузочный клапан сбрасывает давление в трубке управления, тем самым закрывая клапан-отсекатель в скважине.

При местном управлении для закрытия клапана-отсекателя шток пус­ кового клапана перемещается в положение «на себя».