Скважинный предохранительный клапан
 |
Скважинный предохранительный клапан — это компонент нефтегазовой скважины , который действует как предохранительный клапан , предотвращая неконтролируемый выброс пластовых флюидов в случае наихудшего сценария наземной катастрофы. Он почти всегда устанавливается в качестве жизненно важного компонента при доработке .
Операция
[ редактировать ]Эти клапаны обычно представляют собой однонаправленные створчатые клапаны, которые открываются вниз, так что поток скважинных флюидов пытается закрыть их, в то время как давление с поверхности толкает их открыть. Это означает, что в закрытом состоянии он изолирует пластовые флюиды от поверхности.
Большинство скважинных предохранительных клапанов управляются гидравлически с поверхности, то есть открываются с помощью гидравлического соединения, подключенного непосредственно к панели управления скважиной. Когда гидравлическое давление подается на линию управления, гидравлическое давление заставляет втулку внутри клапана скользить вниз. Это движение сжимает большую пружину и толкает заслонку вниз, открывая клапан. Когда гидравлическое давление снимается, пружина толкает втулку обратно вверх и заставляет заслонку закрываться. Таким образом, он является отказоустойчивым и изолирует ствол скважины в случае потери устья скважины . Полное обозначение типичного клапана — «извлекаемый по трубопроводу подземный предохранительный клапан с поверхностным управлением», сокращенно TR-SCSSV.
Позиционирование
[ редактировать ]Расположение скважинного предохранительного клапана внутри заканчивания является точно определенным параметром, предназначенным для оптимизации безопасности. Есть аргументы против того, чтобы она была слишком высокой или слишком низкой в скважине , поэтому окончательная глубина является компромиссом всех факторов. Правила MMS гласят, что клапан должен быть расположен не менее чем на 30 м (100 футов) ниже уровня дна .
Причины держать его на высоком уровне
[ редактировать ]Чем дальше по скважине расположен DHSV, тем больше потенциальный запас углеводородов над ним в закрытом состоянии. Это означает, что в случае потери защитной оболочки на поверхности будет разлито больше жидкости, что приведет к нанесению ущерба окружающей среде или, в худшем случае, больше топлива для пожара. Следовательно, размещение клапана выше ограничивает эту опасность.
Другая причина связана с гидравлической линией управления. Для поддержания клапана в открытом состоянии требуется гидравлическое давление, что является частью отказоустойчивой конструкции. Однако если клапан расположен слишком глубоко в скважине , то вес гидравлической жидкости сам по себе может оказывать достаточное давление, чтобы удерживать клапан открытым, даже при потере давления на поверхности.
Причины держать его на низком уровне
[ редактировать ]В рамках функции DHSV по изоляции поверхности от скважинных флюидов необходимо, чтобы клапан был расположен вдали от скважины, где он потенциально может нанести вред. Это означает, что его при любых обстоятельствах следует размещать под землей, т. е. в морских скважинах, а не над морским дном. Существует также риск образования кратеров в случае катастрофической гибели верхнего строения. Клапан специально размещается ниже максимальной глубины, где ожидается образование кратеров.
Если существует риск образования пробок гидрата метана (клатрата) при изменении давления через клапан из-за охлаждения Джоуля-Томсона , то это повод поддерживать его на низком уровне, когда порода теплее, чем соответствующим образом рассчитанная температура.
Развертывание и получение
[ редактировать ]Большинство скважинных предохранительных клапанов, установленных в рамках конструкции заканчивания, относятся к категории «извлекаемых НКТ». Это означает, что они устанавливаются как компонент строки завершения и запускаются во время завершения. Извлечение клапана в случае неисправности требует капитального ремонта . Полное название этого наиболее распространенного типа скважинного предохранительного клапана — подповерхностный клапан с извлекаемым НКТ с поверхностным управлением, сокращенное на схемах заканчивания до TRSCSSV.
В случае выхода из строя извлекаемого клапана НКТ вместо затрат на капитальный ремонт можно использовать клапан, извлекаемый на тросе. Клапан этого типа может помещаться внутри эксплуатационной колонны и устанавливаться на тросе после того, как старый клапан будет открыт.
Юридическое требование
[ редактировать ]Важность DHSV неоспорима. Графические изображения нефтяных скважин в Кувейте , загоревшихся после Первой войны в Персидском заливе после того, как их устья были демонтированы, демонстрируют опасности отказа от использования компонентов (в то время они считались ненужными, поскольку это были береговые скважины). Однако во многих странах это не является прямым юридическим требованием. В Соединенном Королевстве ни один закон не обязывает использование DHSV. Однако Закон 1974 года об охране труда и технике безопасности требует принятия мер для предотвращения неконтролируемого выброса скважинных флюидов даже в самом худшем случае. Прелесть этого закона в том, что он не издает предписывающих указаний о том, как достичь цели в области здоровья и безопасности, а просто устанавливает требования для достижения этой цели. должны Нефтяные компании решить, как этого достичь, и DHSV являются важным компонентом этого решения. По существу, хотя это и не является юридическим требованием, это политика компании многих операторов UKCS .
Проблемы
[ редактировать ]В то время как DHSV изолирует эксплуатационные НКТ , потеря целостности может позволить скважинной жидкости обойти клапан и выйти на поверхность через затрубное пространство . Для скважин, использующих газлифт , может потребоваться установка предохранительного клапана в затрубном пространстве скважины «А», чтобы гарантировать защиту поверхности от потери герметичности затрубного пространства. Однако эти клапаны не так распространены, и они не обязательно устанавливаются в одном и том же месте в скважине, а это означает, что жидкости могут обходить клапаны и выходить на поверхность.