СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Российский патент 2012 года по МПК E21B43/12 E21B34/16 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин месторождения углеводородного сырья.

Известен способ управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем газодобывающих скважин, заключающийся в открытии и закрытии фонтанной арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы боковых (БЗ) и стволовых задвижек (С3), подземных клапанов-отсекателей (ГЖО) и клапанов, регулирующих дебет каждой скважины при помощи системы, содержащей приборы КиП и А, исполнительные механизмы и установленной в шкафу станции (патент РФ №2181426 от 02.07.01, МПК: Е21В 33/03, 43/12).

Недостатком данного способа является то, что в качестве рабочего тела для исполнительных механизмов используют газ и жидкость, что приводит к значительной инертности при работе, а при отключении электропитания от станции происходит закрытие скважины, т.к. для работы агрегатов, создающих давление рабочего тела в трубопроводе, необходимо напряжение питания.

Для реализации данного способа используется станция управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем газодобывающих скважин, содержащая шкаф управления, в котором смонтированы пневматическая и гидравлическая системы, мембранные пневмогидравлические разделители сред и нормально закрытые трехлинейные двухпозиционные пневмораспределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления боковой задвижкой, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, и фонтанной арматурой, при этом в ней по линии управления боковой задвижкой дополнительно установлен нормально открытый трехлинейный двухпозиционный пневмораспределитель с приводом, полость входа которого сообщена с пневматической системой шкафа управления, полость выхода соединена с полостью входа нормально закрытого трехлинейного двухпозиционного пневмораспределителя, при этом полости приводов нормально открытых и нормально закрытых трехлинейных двухпозиционных пневмораспределителей соединены каналом с гидравлической полостью мембранных пневмогидравлических разделителей сред (Патент РФ №2181426 от 02.07.01, МПК: Е21 B 33/03, 43/12).

Принцип работы станции заключается в следующем.

При поступлении давления газа по трубопроводу в газовую полость разделителя сред одновременно появится такое же давление рабочей жидкости в его гидравлической полости и в полостях приводов пневмораспределителей. При достижении заданного давления газа в полости разделителя сред гидропривод пневмораспределителя, преодолевая усилие затяжки пружины, установит его в открытое положение. В этом положении его полость входа сообщается с полостью выхода, а полость дренажа герметично отделяется от полости выхода. При этом пневмораспределитель останется в открытом положении, так как усилие от его гидропривода меньше усилия пружины. Вследствие этого управляющий газ из шкафа управления поступит по трубопроводам.

При поступлении давления газа по трубопроводу в газовую полость другого разделителя сред аналогично установится в открытое положение пневмораспределитель. Вследствие этого управляющий газ из шкафа управления поступит по трубопроводам к пневмораспределителю.

После поступления давления управляющего газа к пневмоприводам пневмораспределителей последние откроются и управляющий газ поступит к пневмоприводам пневмораспределителей ФА и ПКО, после чего они будут удерживаться в открытом положении под действием усилия от их пневмоприводов.

При снижении давления газа в выкидной линии скважины, а следовательно и снижении давления в гидравлической полости разделителя сред ниже минимально допустимого значения, пневмораспределитель устанавливается под действием усилия пружины в закрытое положение. При этом его полость выхода разобщается с полостью входа и сообщается с полостью дренажа. Вследствие стравливания давления управляющего газа в приводе пневмораспределителя через полость дренажа пневмораспределителя БЗ и его закрытия будет стравлено давление управляющего газа в приводе пневмораспределителя через полость дренажа пневмораспределителя и пневмораспределитель закроется. При закрытом пневмораспределителе будет стравлено давление газа питания в пневмоприводе через полость дренажа пневмораспределителя и боковая задвижка закроется.

При снижении давления газа в фонтанной арматуре ниже минимально допустимого значения аналогично установится в закрытое положение пневмораспределитель ПКО и будет стравлено давление управляющего газа в приводе пневмораспределителя через полость дренажа пневмораспределителя и пневмораспределитель ПКО закроется. Вследствие этого будет стравлено давление управляющего газа питания в пневмоприводах пневмораспределителей. При закрытом пневмораспределителе будет стравлено давление газа питания в пневмоприводе гидрораспределителя через полость дренажа пневмораспределителя и гидрораспределитель закроется. При закрытом гидрораспределителе будет стравлено давление в гидроприводе ПКО через полость дренажа гидрораспределителя и ПКО закроется. При закрытых пневмораспределителях будет стравлено давление газа питания в пневмоприводах ФА через полости дренажей пневмораспределителей и ФА закроется.

При повышении давления газа в выкидной линии скважины выше максимально допустимого значения гидропривод пневмораспределителя, преодолевая усилие пружины, установит его в закрытое положение. В этом положении его полость выхода разобщается с полостью входа и сообщается с полостью дренажа. При этом пневмораспределитель останется в открытом положении, так как усилие от гидропривода больше усилия пружины. Вследствие стравливания давления управляющего газа в приводе пневмораспределителя через полость дренажа пневмораспределителя закроется пневмораспределитель, а затем и БЗ аналогично тому, как и при снижении давления газа в выкидной линии скважины.

При повышении давления газа в фонтанной арматуре выше максимально допустимого значения гидропривод невмораспределителя, преодолевая усилие сжатия пружины, установит его в закрытое положение. В этом положении его полость выхода разобщается с полостью входа и сообщается с полостью дренажа. При этом пневмораспределитель останется в открытом положении, так как усилие его гидропривода больше усилия пружины. При этом положении пневмораспределителей будет стравлено давление управляющего газа в приводе пневмораспределителя через полость дренажа пневмораспределителя. Вследствие этого закроются пневмораспределители, а затем БЗ, ЦЗ и ПКО аналогично тому, как и при снижении давления газа в фонтанной арматуре. Величины давлений срабатывания пневмораспределителей на закрытие и величины давлений срабатывания пневмораспределителей на открытие обеспечиваются регулировкой усилия сжатия пружины в процессе сборки. Недостатками данной станции являются недостаточно высокая надежность работы, в т.ч. зависимость работы станции от наличия напряжения питания, сложность конструкции.

Известен способ управления фонтанными арматурами куста скважин, заключающийся в открытии и закрытии фонтанной арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы боковых и стволовых задвижек, подземных клапанов-отсекателей и клапанов, регулирующих дебет каждой скважины при помощи системы, содержащей приборы КиП и А, исполнительные механизмы и установленной в шкафу станции, отличающийся тем, что в качестве рабочего тела для управления приводами исполнительных механизмов используют жидкость, рабочее давление которой предварительно создают в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, а открытие фонтанной арматуры для подачи газового конденсата из скважины осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке с задержкой времени, определяемой инертностью приводов исполнительных механизмов и безопасностью работы системы (Патент РФ №2362004, МПК: Е21В 33/03, 43/12 - прототип).

Указанный способ реализуется следующим образом.

Предварительно в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, создают давление жидкости, используемой в станции управления в качестве рабочего тела. Использование пневмогидроаккумуляторов давления позволит поддерживать давление рабочего тела в системе в случае отключения станции от сети питания как минимум до 3-х раз. Далее жидкость под давлением поступает в исполнительные механизмы системы для дальнейшего использования.

Открытие фонтанной арматуры для подачи газового конденсата из скважины осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке с задержкой времени, определяемой инертностью приводов исполнительных механизмов и безопасностью работы системы, т.к. именно такая последовательность действий при открытии/закрытии обеспечивает безаварийное открытие/закрытие скважины.

Динамику работы системы управления фонтанными арматурами определяют характеристиками дополнительных аккумуляторов давления и регулировкой дросселей, установленных на линии подачи рабочей жидкости в приводы исполнительных механизмов, и подбирают таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины в заданной последовательности.

Жидкость, используемая в качестве рабочего тела, после использования в исполнительных механизмах системы поступает в бак гидравлический рабочего тела для неоднократного использования.

Основным недостатком данного способа является то, что в этом случае запорно-регулирующая арматура, принадлежащая кусту скважин, в частности, шлейфовая и факельная и задвижки, располагается на значительном расстоянии от шкафа управления, управляется автономно, по отдельным командам, независимо от подземного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек, которые управляются по командам от шкафа управления станции, что снижает надежность работы всей системы в целом.

Задачей изобретения является устранение вышеуказанных недостатков, повышение надежности работы запорно-регулирующей арматуры всей обвязки скважины и снижение затрат, связанных с обвязкой и эксплуатацией месторождений углеводородного сырья, преимущественно, газоконденсатных скважин.

Поставленная задача достигается тем, что предложенный способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья, преимущественно газоконденсатного, включает бурение разведочных скважин, оконтуривание месторождения и оценку природных ресурсов углеводородов, бурение одиночных или образующих кусты эксплуатационных скважин, прокладку шлейфов и сборных коллекторов, инженерных сетей и коммуникаций, оборудование установок комплексной и, при необходимости, предварительной подготовки газового конденсата, оснащение эксплуатационных скважин устьевым оборудованием с фонтанной арматурой, включающей не менее чем одну боковую и стволовую задвижки, а также подземным клапаном-отсекателем и установленными на шлейфе дроссельным клапаном и контрольно-управляющими органами, например плавкой вставкой для контроля температуры и клапаном контроля давления в газопроводе, при этом эксплуатацию скважины ведут с управлением процессами добычи углеводородов, для чего, по меньшей мере, часть эксплуатационных скважин куста, промысла, месторождения подключают к выполненной конструктивно в виде шкафа управления станции или блоку станций управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем, причем процессы управления большей частью заключаются в открытии и закрытии запорно-регулирующей арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры обвязки каждой скважины, подземных клапанов-отсекателей и дроссельных клапанов, регулирующих дебет каждой скважины при помощи системы, содержащей приборы КиП и А, исполнительные механизмы и установленной в шкафу управления станции, при этом в качестве рабочего тела для управления приводами исполнительных механизмов используют жидкость, рабочее давление которой предварительно создают в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, размещенную в шкафу управления станции, при этом открытие фонтанной арматуры для подачи пластового флюида из скважины осуществляют в определенной последовательности с задержкой времени, определяемой технологическим регламентом и инертностью приводов исполнительных механизмов, а также безопасностью работы системы, причем рабочую жидкость из насосно-акумуляторной установки станции дополнительно подают в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры, принадлежащей кусту скважин, например в регулирующие клапаны для обеспечения заданного дебита и давления пластового флюида после фонтанной арматуры, размещаемых, например, на фонтанных арматурах или трубопроводах обвязки скважин, факельные задвижки системы технологических и аварийных сбросов, например, на горизонтальные горелочные устройства, шлейфовые задвижки системы сброса добываемого пластового флюида в коллектор, которые при этом размещают на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например на одной общей раме со шкафом управления, причем открытие запорно-регулирующей арматуры каждой скважины для подачи пластового флюида из скважины в коллектор осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке, с введением системы блокировок как электрических, так и гидравлических для обеспечения указанной последовательности, причем данный алгоритм открытия/закрытия скважины задают заранее, например, при помощи программного обеспечения, при этом подачу рабочей жидкости в исполнительные механизмы факельной задвижки и углового дроссельного клапана осуществляют по мере необходимости, например, при сбросе расхода пластового флюида на факельную установку или регулировании дебита скважины соответственно.

Размещение факельных задвижек системы технологических и аварийных сбросов и шлейфовых задвижек системы сброса добываемого пластового флюида в коллектор, на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например на одной общей раме со шкафом управления, позволяет в значительной мере уменьшить площадь, занимаемую указанным оборудованием, существенно сократить время на монтаж и обслуживание оборудования на скважине, что, в конечном итоге, приведет к повышению эффективности работы оборудования.

Динамику работы системы управления фонтанными арматурами определяют характеристиками дополнительных аккумуляторов давления и регулировкой дросселей, установленных на линии подачи рабочей жидкости в приводы исполнительных механизмов, и подбирают таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины в заданной последовательности.

Для исключения влияния низких температур на работоспособность станции внутри шкафа станции поддерживают температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех элементов системы, расположенных в шкафу, а сам шкаф выполнен теплоизолированным.

Для повышения надежности работы станции в условиях низких температур производят дублирование работы отдельных элементов системы управления фонтанными арматурами, в частности дублируют работу линии «насос - регулятор давления - мультипликатор».

Для упрощения обслуживания станции рабочее тело при закрытии скважины пропускают через байпасные дренажные линии гидравлической системы.

Контроль рабочих условий на скважине и закрытие скважины при их нарушении осуществляют за счет использования в гидросистеме линии с разрушаемой плавкой вставкой. В случае изменения расчетных режимов работы, например при возникновении пожара на скважине, вставка разрушается и автоматически подается команда на закрытие скважины.

Для повышения надежности работы запорно-регулирующей арматуры скважины контроль за соблюдением рабочих условий на скважине и закрытие скважины при их нарушении осуществляют за счет использования в гидросистеме клапанов контроля низкого и высокого давлений в газоконденсатопроводе, при помощи которых подается команда на закрытие скважины при изменении расчетных условий работы. При этом работу указанных клапанов дублируют при помощи датчиков давления, размещаемых на газопроводах.

Для реализации указанного способа предложено устройство, содержащее шкаф станции, в котором смонтирована гидравлическая система для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем скважин, содержащая приборы КиП и А, исполнительные механизмы, распределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления стволовыми и боковыми задвижками, так и по линии управления подземными клапанами-отсекателями, причем в гидравлической системе установлены аккумуляторы давления, соединенные с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления, мультипликаторами и трубопроводами для подачи рабочей жидкости в исполнительные механизмы боковых и стволовых задвижек, подземных клапанов-отсекателей и клапанов, регулирующих дебет каждой скважины, при этом в шкафу дополнительно смонтированы линии управления шлейфовыми и, например, факельными задвижками, при этом шлейфовые и факельные задвижки установлены на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например на одной общей раме.

Для оптимизации конструкции на раме смонтировано как минимум одно устройство для подачи ингибитора.

Для удобства монтажа и обслуживания в шкафу станции смонтировано несколько независимых пневмогидравлических систем для управления фонтанными арматурами и подземными клапанами-отсекателями газодобывающих скважин, соединенных между собой.

Для удобства монтажа и обслуживания при ремонтных работах гидравлическая система разделена на несколько частей, каждая из которых смонтирована в виде отдельного модуля, и имеет разъемы для подстыковки с остальными элементами системы.

При эксплуатации станции в районе низких температур для удобства проведения ремонтных и регламентных работ внутри шкафа станции выполнена обогреваемая зона для обслуживания и ремонта оборудования станции обслуживающим персоналом.

Для уменьшения потерь тепла при открывании станции при проведении ремонтных и регламентных работ внутренняя полость шкафа управления разделена на несколько частей, каждая из которых имеет открывающуюся панель, а дверь шкафа станции разделена на несколько частей, причем части двери установлены с возможностью открытия как всей двери в целом, так и отдельно каждой части.

В гидравлическую систему станции введена линия с клапанами контроля давления в газоконденсатопроводе для соблюдения рабочих условий на скважине и закрытия скважины при их нарушении.

Полы в шкафу выполнены в виде ячеек для того, что, в случае попадания рабочего тела на пол, не будет происходить загрязнение пола.

Технический результат, обеспечиваемый приведенной совокупностью признаков, состоит в повышении надежности и безаварийной эксплуатации месторождения углеводородного сырья, снижении себестоимости его добычи, упрощении процесса управления технологическими операциями за счет автоматизированного управления запорными органами скважин месторождения углеводородного сырья, например, газоконденсатного месторождения - боковой, шлейфовой и стволовой задвижками, регулирующим дебит скважины дроссельным клапаном, подземным клапаном-отсекателем при помощи предлагаемой станции управления, которая содержит разработанные в изобретении насосно-аккумуляторную установку с силовым функциональным пневмогидроаккумулятором и не менее одного обслуживающего скважину блока управления с силовыми линиями функционального управлениям и исполнительными механизмами запорных органов и завязанную с ними логическую линию управления, оснащенную не менее чем трижды продублированными пусковыми механизмами, в том числе два из которых работают от импульса, подаваемого на закрытие скважины при возникновении опасности пожара или критическом давлении в шлейфе, как низком, так и высоком, а также разработанной системы закрытия скважины в логической последовательности отсечения пластового флюида: боковая задвижка - шлейфовая задвижка - стволовая задвижка - подземный клапан-отсекатель, работающей через систему замедления прохождения команды на закрытие, включающую тандемы из управляющего пневмогидроаккумулятора и дросселя в логической линии управления на участках взаимодействия с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами стволовой задвижки и подземного клапана-отсекателя.

Указанные существенные признаки в совокупности, характеризующие сущность заявляемого технического решения, не известны в настоящее время для регулирующих устройств. Аналог, характеризующийся идентичностью всем существенным признакам заявляемого изобретения, в ходе исследований не обнаружен, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «Новизна».

Существенные признаки заявляемого изобретения не могут быть представлены как комбинация, выявленная из известных решений с реализацией в виде отличительных признаков для достижения технического результата, из чего следует вывод о соответствии критерию «Изобретательский уровень».

В связи с тем что предложенное техническое решение предназначено для использования в рамках реальной системы управления фонтанными арматурами куста скважин, изготовлено заявителем и прошло испытания с достижением заявляемого технического результата, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Промышленная применимость».

Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 показан общий вид устройства для реализации указанного способа, на фиг.2 - пневмогидравлическая схема устройства, на фиг.3 - схема обвязки куста скважин с применением предложенного устройства, на фиг.4 - пневмогидравлическая схема устройства, на фиг.5 - схема обвязки куста скважин с применением предложенного устройства.

На раме 1 модуля установлены арматурный блок 2 и шкаф станции управления 3.

На стойках 4 расположены трубопроводы 5 и 6 подачи газа первой и второй газовых скважин соответственно и трубопровод подачи ингибитора 7. На каждом трубопроводе 5 и 6 установлены гидроуправляемые шлейфовые задвижки 8, гидроуправляемые факельные задвижки 9, расходомеры газа 10, датчики давления 11 в теплоизолированном коробе 12, клапан контроля низкого давления 13 в теплоизолированном коробе 14. Система подачи ингибитора 15 каждой скважины расположена на отдельной стойке и соединяется с трубопроводом подачи ингибитора 7, размещенным на стойках 4.

Под трубопроводами 5 и 6 на стойках 4 установлены лотки 16, 17, 18, 28, 29 для импульсных трубок 19, силовых 20 и информационных кабелей 21 и 22.

Импульсные трубки 19, в количестве 20 штук выходят из шкафа управления 3, состоящего из станции управления и системы удаленной связи с объектом, и подсоединяются к соответствующей панели 23, расположенной на стойках рамы 1. Часть трубок в количестве 4 штук отводится влево, на приводы гидравлически управляемых шлейфовых и факельных задвижек 8 и 9 соответственно, другая, в количестве 16 штук, отводится вправо, на приводы подземного клапана-отсекателя, стволовой задвижки, боковой задвижки (не показаны), углового дроссельного клапана, клапана контроля низкого давления, плавкой пробки, расположенных на фонтанной арматуре.

Импульсные трубки, идущие на фонтанную арматуру, подсоединяются к панели 24.

На стойках 4 рамы 1 расположены коробки 25, 26 для подключения силовых и информационных кабелей.

В выходной части трубопроводов 5 и 6 после факельной задвижки установлены два сбросных запорных клапана 27.

Предложенный способ реализуется следующим образом.

Трубопроводы 5 и 6 модуля подсоединяют к фонтанной арматуре скважины с одной стороны и газосборному коллектору - с другой. Предварительно в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, создают давление жидкости, используемой в станции управления в качестве рабочего тела. Использование пневмогидроаккумуляторов давления позволит поддерживать давление рабочего тела в системе в случае отключения станции от сети питания как минимум до 3-х раз.

Далее жидкость под давлением поступает через импульсные трубки 19 в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры каждой скважины, причем открытие фонтанной арматуры и арматуры, принадлежащей кусту скважин, для подачи пластового флюида из скважины в коллектор осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка 8, боковая задвижка.

Добываемый пластовый флюид поступает со скважины в трубопроводы 5 и 6 и далее в газосборный коллектор. Расход флюида измеряют при помощи расходомеров газа 10. При понижении давления флюида в трубопроводе ниже заданного срабатывает клапан контроля низкого давления 13 и подает команду на закрытие скважины.

Для исключения гидратообразования в каждый трубопровод 5 и 6 подают ингибитор коррозии из трубопровода подачи ингибитора 7, входящий в состав системы подачи ингибитора 15.

Закрытие указанной арматуры осуществляют в обратном порядке с введением системы блокировок как электрических, так и гидравлических для обеспечения указанной последовательности, причем данный алгоритм открытия/закрытия скважины задают заранее, например, при помощи программного обеспечения.

Размещение факельных задвижек 9 системы технологических и аварийных сбросов, например, на горизонтальные горелочные устройства, шлейфовых задвижек 8 системы сброса добываемого пластового флюида в коллектор, на трубопроводах 5 и 6 в непосредственной близости от шкафа управления 3, например, на одной общей раме 1 со шкафом управления 3, позволяет значительно сократить время на монтаж, настройку и испытания оборудования, существенно уменьшить площадь, необходимую для установки оборудования для обслуживания скважины. В этом случае все оборудование, в частности факельные 9 и шлейфовые задвижки 8, расходомеры 10, системы подачи ингибитора 15, шкаф управления 3, монтируется на одной общей раме 1, проверяется и испытывается в заводских условиях и в полной заводской готовности поставляется на место эксплуатации.

Подачу рабочей жидкости в исполнительные механизмы факельной задвижки 9 и углового дроссельного клапана осуществляют по мере необходимости, например при сбросе расхода пластового флюида на факельную установку или регулировании дебита скважины соответственно.

Автоматическая защита скважины при падении давления газа в трубопроводе и при пожаре осуществляется двумя схемами защиты - гидравлической, срабатывающей от клапана контроля низкого давления 13 и гидравлической плавкой вставки при отсутствии электроэнергии, и электронной, срабатывающей от дублированных датчиков давления на струне и дублированных датчиков температуры по пожару на фонтанной арматуре.

Динамику работы системы управления запорно-регулирующими арматурами определяют характеристиками дополнительных аккумуляторов давления и регулировкой дросселей, установленных на линии подачи рабочей жидкости в приводы исполнительных механизмов, и подбирают таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины в заданной последовательности.

Для контроля текущего состояния шкафа управления 3 и модуля в составе блока управления предусмотрены измерительные каналы аналоговых сигналов и каналы обработки дискретных сигналов для подключения первичных преобразователей и датчиков, входящих в систему управления станции и модуля, а также каналы для формирования управляющих воздействий на исполнительные органы.

Жидкость, используемая в качестве рабочего тела, после использования в исполнительных механизмах системы поступает в бак гидравлический рабочего тела, размещенный в шкафу управления 3.

Проведенные авторами и заявителем испытания полноразмерного устройства для реализации предложенного способа подтвердили правильность заложенных конструкторско-технологических решений.

Использование предложенного технического решения позволит повысить надежность работы запорно-регулирующей арматуры всей обвязки скважины и снизить затраты, связанные с обвязкой и эксплуатацией месторождений углеводородного сырья, преимущественно газоконденсатного, скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам эксплуатации месторождений углеводородного сырья. Осуществляют бурение одиночных или образующих кусты эксплуатационных скважин, оснащают эксплуатационные скважины устьевым оборудованием с фонтанной арматурой, включающей не менее чем одну боковую и стволовую задвижки, а также подземным клапаном-отсекателем и установленными на шлейфе дроссельным клапаном и контрольно-управляющими органами, например, плавкой вставкой и клапаном контроля давления в газопроводе. Эксплуатацию скважины ведут с управлением процессами добычи углеводородов при помощи станции. Процессы управления заключаются в открытии и закрытии запорно-регулирующей арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры, а также факельные и шлейфовые задвижки, которые размещают на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например на одной общей раме со шкафом управления. Открытие запорно-регулирующей арматуры каждой скважины осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке. Позволяет повысить надёжность работы запорно-регулирующей арматуры. 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья, преимущественно газоконденсатного, характеризующийся тем, что он включает бурение разведочных скважин, оконтуривание месторождения и оценку природных ресурсов углеводородов, бурение одиночных или образующих кусты эксплуатационных скважин, прокладку шлейфов и сборных коллекторов, инженерных сетей и коммуникаций, оборудование установок комплексной и, при необходимости, предварительной подготовки газового конденсата, оснащение эксплуатационных скважин устьевым оборудованием с фонтанной арматурой, включающей не менее чем одну боковую и стволовую задвижки, а также подземным клапаном-отсекателем и установленными на шлейфе дроссельным клапаном и контрольно-управляющими органами, например, плавкой вставкой для контроля температуры и клапаном контроля давления в газопроводе, при этом эксплуатацию скважины ведут с управлением процессами добычи углеводородов, для чего, по меньшей мере, часть эксплуатационных скважин куста, промысла, месторождения подключают к выполненной конструктивно в виде шкафа управления станции или блоку станций управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем, причем процессы управления, большей частью, заключаются в открытии и закрытии запорно-регулирующей арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры обвязки каждой скважины, подземных клапанов-отсекателей и клапанов, регулирующих дебет каждой скважины при помощи системы, содержащей приборы КиП и А, исполнительные механизмы и установленной в шкафу управления станции, при этом в качестве рабочего тела для управления приводами исполнительных механизмов используют жидкость, рабочее давление которой предварительно создают в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, размещенную в шкафу управления станции, при этом открытие фонтанной арматуры для подачи пластового флюида из скважины осуществляют в определенной последовательности с задержкой времени, определяемой технологическим регламентом и инертностью приводов исполнительных механизмов, а также безопасностью работы системы, причем рабочую жидкость из насосно-акумуляторной установки станции дополнительно подают в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры, принадлежащей кусту скважин, например, в дроссельные клапаны для обеспечения заданного дебита и давления пластового флюида после фонтанной арматуры, размещаемых, например, на фонтанных арматурах или трубопроводах обвязки скважин, факельные задвижки системы технологических и аварийных сбросов, например, на горизонтальные горелочные устройства, шлейфовые задвижки системы сброса добываемого пластового флюида в коллектор, при этом указанные задвижки размещают на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например, на одной общей раме со шкафом управления, причем открытие запорно-регулирующей арматуры каждой скважины для подачи пластового флюида из скважины в коллектор осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке, с введением системы блокировок как электрических, так и гидравлических, для обеспечения указанной последовательности, причем данный алгоритм открытия/закрытия скважины задают заранее, например, при помощи программного обеспечения, при этом подачу рабочей жидкости в исполнительные механизмы факельной задвижки и углового дроссельного клапана осуществляют по мере необходимости, например, при сбросе расхода пластового флюида на факельную установку, или регулировании дебита скважины соответственно.

2. Способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что отработавшее рабочее тело при закрытии скважины пропускают через байпасные дренажные линии гидравлической системы.

3. Способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что в шкафу поддерживают температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех расположенных в нем элементов и систем.