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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовых или газоконденсатных.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазовой отрасли, в частности к области разработки газовых месторождений, и может быть использовано для дистанционного, автоматического и ручного управления исполнительными механизмами запорных органов газовой скважины.

Из предшествующего уровня техники известно устройство для управления скважинными отсекателями группы скважин, содержащее пневмогидравлический блок, соединенный нагнетательными и разгрузочными линиями с гидравлическими блоками по количеству скважин, причем один блок содержит редуктор, реле, насос, бак, распределитель, предохранительный клапан, другой блок содержит два вентиля, дроссель, первый разделительный клапан и третий вентиль, а также устройство имеет второй разделительный клапан и третий вентиль (авт. свид. СССР 1535970, E21B 34/16, 47/10, 15.01.1990).

Также известна гидравлическая система управления подводным устьевым оборудованием, содержащая гидравлические исполнительные механизмы, связанные основной и дополнительными напорными магистралями, магистрали управления, электромагнитные распределители и обратные клапаны, а также установленными на входе распределителей запорными электромагнитными клапанами, дополнительным обратным и дополнительным распределителем, который расположен на входе запорных клапанов на основной напорной магистрали с возможностью соединения последней со сливом, причем дополнительный обратный клапан размещен параллельно гидрораспределителям и запорным клапанам и соединен своим входом с гидравлическим исполнительным механизмом, а выходом - с входом запорного клапана, при этом основная и дополнительная магистрали соединены между собой перепускным клапаном, магистраль управления которого связана с основной магистралью (авт. свид. СССР 1752930, E21B 33/035, 04.08.1992).

Также из уровня техники известен комплекс оборудования для управления устьевой фонтанной арматурой подводных скважин, включающий основную напорную магистраль, дополнительные напорные магистрали, соединенные с гидравлическими исполнительными механизмами через основные и дополнительные гидрораспределители, магистрали управления, гидроаккумуляторы, соединенные с основными и дополнительными напорными магистралями, реле давления и обратные клапаны, а также снабженный узлом повышения давления с камерами низкого и высокого давления, при этом магистрали соединены с камерами низкого давления и с основной напорной магистралью через дополнительный гидрораспределитель, а дополнительные напорные магистрали соединены с камерами высокого давления и с основной напорной магистралью через обратные клапаны, причем на участке дополнительной напорной магистрали между обратным клапаном и дополнительным гидроаккумулятором параллельно установлены реле давления, связанные с дополнительным гидрораспределителем (см. авт. свид. СССР 1733625, E21B 43/01, 15.05.1992).

К недостаткам известных технических решений относится их относительно низкая надежность, не обеспечивающая необходимого уровня безаварийной эксплуатации газовых скважин, вследствие частичного или полного отсутствия необходимого поливариантного дублирования систем, инициирующих быстрое автоматическое отключение подачи добываемого флюида, а также повышающих надежность защиты скважин и предотвращение на ранних стадиях возможных аварийных ситуаций путем управляемого дистанционного или ручного отключения скважин. Кроме того, недостаточная надежность известных устройств и систем управления скважинами обусловлена отсутствием или сложным и малофункциональным решением механизмов и систем, логически последовательного закрытия запорных органов скважины, в том числе в экстренных ситуациях. К другим недостаткам известных устройств управления скважинами относятся нерешенность или недостаточная обеспеченность бесперебойной работы скважины при отключении, в том числе на длительный срок подачи электроэнергии к механизмам и приводам скважины, или обеспечения, по меньшей мере, одноразового включения всех механизмов, необходимых для возобновления работы скважины после ее отключения.

Задача настоящего изобретения заключается в повышении надежности и безаварийной эксплуатации скважины месторождения углеводородного сырья, снижении себестоимости добычи сырья и достижении большей простоты управления технологическими процессами.

Поставленная задача достигается тем, что предложенная скважина месторождения углеводородного сырья, преимущественно газового или газоконденсатного, согласно изобретению, содержит эксплуатационную колонну с колонной насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием, содержащим, по меньшей мере, выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием, имеющим колонную головку, трубную головку, на которой установлена смонтированная в виде елки фонтанная арматура, включающая запорные органы - стволовую и боковую задвижки с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней дроссельный клапан для регулирования дебита скважины, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля давления в газопроводе, при этом скважина подключена к станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем, выполненной конструктивно в виде шкафа, и включающей насосно-аккумуляторную установку и, по меньшей мере, один на скважину блок управления, причем насосно-аккумуляторная установка включает насосную группу и сообщенный с ней по рабочему телу линией высокого давления силовой функциональный пневмогидроаккумулятор высокого давления, а блок управления включает запитанные от упомянутой линии высокого давления, через регуляторы давления для понижения функционального давления до необходимого, силовые линии функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана, клапана-отсекателя, при этом в шкафу станции 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, причем управление работой запорно-регулирующей арматурой скважины, включающей, как минимум, указанные подземный клапан-отсекатель, стволовую, боковую и факельную задвижки, через систему ступенчатого по времени замедления прохождения команд, по меньшей мере, на открытие осуществляют в следующей логической последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, на закрытие скважины в обратном порядке, через линию логического управления, сообщенную с плавкой вставкой и клапаном контроля давления и оснащенную с возможностью дублирования прохождения команд на закрытие скважины гидравлическими распределительными клапанами, один из которых имеет возможность передачи в линию логического управления команды на закрытие скважины от плавкой вставки, другой - от клапана контроля давления, а, по меньшей мере, два других - соответственно, от дистанционного и ручного управления, при этом упомянутая система замедления включает установленные на участках взаимодействия линии логического управления с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами стволовой задвижки и клапана-отсекателя замедлители, включающие управляющий пневмогидроаккумулятор и дроссель, обеспечивающие различное по времени срабатывание на закрытие скважины, причем силовая линия функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя снабжена мультипликатором давления.

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 привода 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.

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.

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.

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 газопроводе, 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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

В гидравлическую систему станции введена линия с клапанами контроля низкого и высокого давления в газоконденсатопроводе для контроля за соблюдением 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.

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 скважины с применением предложенного устройства, на фиг.4 - пневмогидравлическая схема устройства, на фиг.5 - схема обвязки скважины 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. Один из трубопроводов, 5 или 6, используется как резервный, а применение конкретного трубопровода определяется размещением модуля на скважине.

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, установлено 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 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 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 и может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами. Скважина месторождения углеводородного сырья, газовая или газоконденсатная, содержит эксплуатационную колонну с колонной насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием. Эксплуатационное оборудование содержит, по меньшей мере, выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием. Устьевое оборудование содержит колонную головку, трубную головку, на которой установлена смонтированная в виде елки фонтанная арматура, включающая запорные органы - стволовую и боковую задвижки с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней дроссельный клапан для регулирования дебита скважины, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля давления в газопроводе. Скважина подключена к станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем. Станция управления выполнена конструктивно в виде шкафа и включает насосно-аккумуляторную установку и, по меньшей мере, один на скважину блок управления. Техническим результатом является повышение надежности и безаварийной эксплуатации газовой скважины и упрощение управления технологическими процессами. 11 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Скважина месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовая или газоконденсатная, характеризующаяся тем, что она содержит эксплуатационную колонну с колонной насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием, содержащим, по меньшей мере, выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием, имеющим колонную головку, трубную головку, на которой установлена смонтированная в виде елки фонтанная арматура, включающая запорные органы - стволовую и боковую задвижки с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней дроссельный клапан для регулирования дебита скважины, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля давления в газопроводе, при этом скважина подключена к станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем, выполненной конструктивно в виде шкафа и включающей насосно-аккумуляторную установку и, по меньшей мере, один на скважину блок управления, причем насосно-аккумуляторная установка включает насосную группу и сообщенный с ней по рабочему телу линией высокого давления силовой функциональный пневмогидроаккумулятор высокого давления, а блок управления включает запитанные от упомянутой линии высокого давления, через регуляторы давления для понижения функционального давления до необходимого, силовые линии функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана, клапана-отсекателя, при этом в шкафу станции 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, причем управление работой запорно-регулирующей арматурой скважины, включающей как минимум указанные подземный клапан-отсекатель, стволовую, боковую и факельную задвижки, через систему ступенчатого по времени замедления прохождения команд, по меньшей мере, на открытие, осуществляют в следующей логической последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, на закрытие скважины в обратном порядке, через линию логического управления, сообщенную с плавкой вставкой и клапаном контроля давления и оснащенную с возможностью дублирования прохождения команд на закрытие скважины гидравлическими распределительными клапанами, один из которых имеет возможность передачи в линию логического управления команды на закрытие скважины от плавкой вставки, другой - от клапана контроля давления, а, по меньшей мере, два других - соответственно от дистанционного и ручного управления, при этом упомянутая система замедления включает установленные на участках взаимодействия линии логического управления с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами стволовой задвижки и клапана-отсекателя замедлители, включающие управляющий пневмогидроаккумулятор и дроссель, обеспечивающие различное по времени срабатывание на закрытие скважины, причем силовая линия функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя снабжена мультипликатором давления.

2. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающаяся тем, что в шкафу управления смонтировано несколько независимых пневмогидравлических систем для управления фонтанными арматурами и подземными клапанами-отсекателями газодобывающих скважин, соединенными между собой.

3. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающаяся тем, что гидравлическая система разделена на несколько частей, каждая из которых смонтирована в виде отдельного модуля, и имеет разъемы для подстыковки с остальными элементами системы.

4. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающаяся тем, что шкаф станции выполнен теплоизолированным.

5. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающаяся тем, что внутри шкафа станции установлены нагревательные элементы для обеспечения заданной температуры внутри шкафа.

6. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающаяся тем, что внутри шкафа станции выполнена обогреваемая зона для обслуживания и ремонта оборудования станции обслуживающим персоналом.

7. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающаяся тем, что внутренняя полость шкафа станции разделена на несколько частей, каждая из которых имеет открывающуюся панель.

8. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающаяся тем, что дверь шкафа станции разделена на несколько частей, причем части двери установлены с возможностью открытия как всей двери в целом, так и отдельно каждой части.

9. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающаяся тем, что в гидравлической системе шкафа станции выполнены байпасные дренажные линии для пропускания рабочего тела при закрытии скважины обратно в бак.

10. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающаяся тем, что в гидравлическую систему введена линия с плавкой вставкой, при разрушении которой происходит закрытие скважины.

11. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающаяся тем, что в гидравлическую систему введена линия с клапанами контроля низкого и высокого давления в газоконденсатопроводе.

12. Скважина месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающаяся тем, что полы в шкафу выполнены в виде ячеек.