Скважинный предохранительный клапан относится к компоненту на нефтяной и газовой скважине , который действует как предохранительное устройство для предотвращения неконтролируемого выброса пластовых флюидов в случае наихудшего сценария поверхностной катастрофы. Он почти всегда устанавливается как жизненно важный компонент на завершении .
Эти клапаны обычно представляют собой однонаправленные откидные 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 они изолируют пластовые флюиды от поверхности.
Большинство предохранительных клапанов скважин управляются гидравлически с поверхности, то есть они открываются с помощью гидравлического соединения, подключенного непосредственно к панели управления скважиной. Когда гидравлическое давление подается вниз по линии управления, гидравлическое давление заставляет рукав внутри клапана скользить вниз. Это движение сжимает большую пружину и толкает заслонку вниз, чтобы открыть клапан. Когда гидравлическое давление снимается, пружина толкает рукав обратно вверх и заставляет заслонку закрыться. Таким образом, он является отказоустойчивым и изолирует ствол скважины в случае потери устья скважины . Полное обозначение типичного клапана - «извлекаемый из труб, управляемый с поверхности, подземный предохранительный клапан», сокращенно TR-SCSSV.
Расположение предохранительного клапана в скважине в заканчивании скважины является точно определенным параметром, предназначенным для оптимизации безопасности. Существуют аргументы против того, чтобы он был либо слишком высоким, либо слишком низким в скважине , поэтому окончательная глубина является компромиссом всех факторов. Правила MMS гласят, что клапан должен быть размещен не менее чем на 30 м (100 футов) ниже уровня дна .
Чем ниже в скважине расположен DHSV, тем больше потенциальный запас углеводородов над ним при закрытии. Это означает, что в случае потери герметичности на поверхности больше жидкости будет разлито, что приведет к нанесению ущерба окружающей среде или, в худшем случае, больше топлива для пожара. Поэтому размещение клапана выше ограничивает эту опасность.
Другая причина связана с гидравлической линией управления. Гидравлическое давление необходимо для удержания клапана открытым как части отказоустойчивой конструкции. Однако, если клапан находится слишком далеко в скважине , то вес гидравлической жидкости сам по себе может оказывать достаточное давление, чтобы удерживать клапан открытым, даже при потере поверхностного давления.
В рамках роли DHSV по изоляции поверхности от скважинных жидкостей необходимо, чтобы клапан был расположен вдали от скважины, где он потенциально может быть поврежден. Это означает, что он должен быть размещен под поверхностью при любых обстоятельствах, т. е. в морских скважинах, а не над морским дном. Существует также риск образования кратера в случае катастрофической потери верхнего сооружения. Клапан специально размещается ниже максимальной глубины, где образование кратера, как ожидается, будет риском.
Если существует риск образования пробок из гидрата метана (клатрата) при изменении давления через клапан из-за охлаждения Джоуля-Томсона , то это причина поддерживать его на низком уровне, когда порода теплее надлежащим образом рассчитанной температуры.
Большинство предохранительных клапанов, устанавливаемых в качестве части конструкции заканчивания , классифицируются как «извлекаемые с помощью НКТ». Это означает, что они устанавливаются как компонент колонны заканчивания и спускаются во время заканчивания. Извлечение клапана, в случае его неисправности, требует капитального ремонта . Полное название этого наиболее распространенного типа предохранительного клапана — извлекаемый с помощью НКТ подземный клапан с поверхностным управлением, сокращенно на схемах заканчивания до TRSCSSV.
Если клапан, извлекаемый с помощью НКТ, выходит из строя, вместо того, чтобы тратиться на капитальный ремонт, можно использовать клапан, извлекаемый с помощью троса. Этот тип клапана может быть установлен внутри эксплуатационной НКТ и устанавливается на тросе после того, как старый клапан будет открыт.
Важность DHSV неоспорима. Графические изображения нефтяных скважин в Кувейте , горящих после Первой войны в Персидском заливе после того, как их устья были демонтированы, демонстрируют опасности неиспользования компонентов (в то время они считались ненужными, поскольку это были наземные скважины). Однако во многих местах это не является прямым юридическим требованием. В Соединенном Королевстве ни один закон не обязывает использовать DHSV. Однако Закон о безопасности и охране труда 1974 года требует принятия мер для обеспечения предотвращения неконтролируемого выброса скважинных жидкостей даже в худшем случае. Гениальность закона заключается в том, что он не издает предписывающих указаний о том, как достичь цели охраны труда и техники безопасности, а просто устанавливает требование, чтобы цель была достигнута. Нефтяные компании должны решать, как этого достичь, и DHSV являются важным компонентом этого решения. Таким образом, хотя это и не является юридическим требованием, это политика компании для многих операторов в UKCS .
В то время как DHSV изолирует эксплуатационную трубу , потеря целостности может позволить скважинной жидкости обойти клапан и выйти на поверхность через кольцевое пространство . Для скважин, использующих газлифт , может потребоваться установка предохранительного клапана в кольцевом пространстве «А» скважины, чтобы гарантировать защиту поверхности от потери кольцевого уплотнения. Однако эти клапаны не так распространены и не обязательно устанавливаются в одном и том же месте в скважине, что означает, что жидкости могут петлять вокруг клапанов на поверхность.