СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ФОНТАННОЙ АРМАТУРОЙ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/12 E21B34/16 

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано в технике автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации газонефтедобывающих скважин.

Известна станция управления фонтанной арматурой фирмы «Cameron», эксплуатируемая на Астраханском газоконденсатном месторождении (см. «Оборудование устья скважин и фонтанной арматуры», том 6, в/о Машиноимлорт, контракт №50-0926/71338. Камерон №870020, № техдокументации Р190/87, Москва, СССР).

Указанная станция содержит шкаф управления фонтанной арматурой, мембранный пневмогидравлический разделитель сред, нормально закрытый трехлинейный двухпозиционный пневмораспределитель с пневмоприводом, манометр, клапанные пары сопло-заслонка, редуктор и дроссель, установленные как по линии управления боковой задвижкой, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем и фонтанной арматурой. В шкафу управления смонтированы пневматическая и гидравлическая системы управления приводами фонтанной арматуры (ФА), центральной задвижки (ЦЗ), боковой задвижки (БЗ) и подземного клапана-отсекателя (ПКО). Гидравлическая полость мембранного разделителя сообщена с чувствительным элементом манометра, при этом последний соединен с заслонкой клапанной пары сопло-заслонка при помощи передаточного механизма.

Недостатком данной станции является недостаточная надежность и необходимость ее обслуживания высококвалифицированным персоналом, вызванная тем, что настройка передаточного механизма от чувствительного элемента манометра к заслонке клапанной пары сопло-заслонка кропотлива и требует внимательного отношения персонала.

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 боковой (БЗ) и стволовой (СЗ) задвижек, подземного клапана-отсекателя (ПКО) 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: E21B 33/03, 43/12).

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: E21B 33/03, 43/12).

Недостатками данного способа управления и станции являются сложность конструкции, вызванная необходимостью применения нормально закрытых трехлинейных двухпозиционных пневмораспределителей, соединенных каналом с гидравлической полостью мембранных пневмогидравлических разделителей сред, что приводит к недостаточно высокой надежности работы станции, в т.ч. зависимости работы станции от наличия напряжения питания.

Известен способ управления фонтанными арматурами куста скважин и устройство для его реализации, 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 и устройство для реализации указанного способа, 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 стволовой и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, при этом в гидравлической системе установлены аккумуляторы давления, соединенные с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления, мультипликаторами и трубопроводами для подачи рабочей жидкости в исполнительные механизмы боковой задвижки, стволовой задвижки, подземного клапана-отсекателя и клапана, регулирующего дебет скважины. (Патент РФ №2362004, МПК: E21B 33/03, 43/12).

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.

Известен способ управления фонтанной арматурой преимущественно газоконденсатной скважины, предназначенной для добычи пластового флюида, заключающийся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке путем независимой подачи рабочего тела в механизмы приводов подземного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек при помощи станции управления, содержащей блок управления, приборы КиП и А, исполнительные механизмы, установленные в шкафу станции, и образующие пневмогидравлическую систему станции управления, соединенную через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, отличающийся тем, что в качестве блока управления, обеспечивающего выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, используют программно-технический комплекс, преимущественно, в виде контроллера, предпочтительно с локальным пультом управления, содержащим монитор с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой, при этом в качестве рабочего тела для механизма привода подземного клапана-отсекателя применяют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают при помощи пневмоприводного гидравлического насоса, в механизм привода которого подают предварительно подготовленный газ управления из входной магистрали, причем подачу гидравлической жидкости в привод подземного клапана-отсекателя с пневмоприводного гидравлического насоса осуществляют через распределитель, управляемый газом управления, подаваемым в механизмы привода пневмоуправляемых задвижек, при этом в качестве рабочего тела для управления механизмами приводов пневмоуправляемых стволовой и боковой задвижек используют указанный газ управления.

Для реализации указанного способа используется устройство, содержащее шкаф станции, в котором смонтирован блок управления станции, пневмогидравлическая 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 стволовой и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, при этом пневмогидравлическая система станции управления соединена через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом блок управления, обеспечивающий выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, выполнен в виде программно-технического комплекса, преимущественно, в виде контроллера, предпочтительно с локальным пультом управления и монитором с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой, при этом в линии подачи рабочего тела в исполнительный механизм подземного клапана-отсекателя установлен пневмоприводной гидравлический насос, преимущественно с ручным дублером, объединенный с баком рабочего тела, регулятором давления и клапаном предохранительным в масляный блок, причем механизм привода вышеупомянутого насоса и исполнительный механизм распределителя, обеспечивающего подачу гидравлической жидкости в механизм привода клапана-отсекателя, соединены с входной магистралью подачи газа управления, при этом в линиях подачи рабочего тела в механизмы привода боковой и стволовой задвижек как минимум установлено по одному распределителю и обратному клапану (патент РФ №2453683, заявка №2011103496 от 02.02.11, МПК: E21B 43/12, G05B 19/409 - прототип).

Указанный способ управления фонтанной арматурой заключается в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры путем подачи рабочего тела в механизмы приводов подземного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек при помощи станции управления. Станция управления содержит пневмогидравлическую систему, соединенную через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции. В качестве блока управления используют программно-технический комплекс с локальным пультом управления, содержащим монитор с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой. За счет возможности вывода информации о состоянии оборудования фонтанной арматуры и станции на панель оператора и осуществления управления фонтанной арматурой в интерактивном режиме, достигается повышенная надежность работы станции управления и упрощение ее конструкции.

Основными недостатками указанного способа и устройства для его реализации является сложность конструкции станции управления, значительные габариты и вес, сложность и недостаточно высокая надежность управления, обеспечиваемая блоком управления станции, необходимость использования двух рабочих тел для привода рабочих органов запорно-регулирующей арматуры, возможность управления только ограниченным количеством скважин.

Задачей изобретения является устранение вышеуказанных недостатков и создание способа управления фонтанной арматурой и станции для его реализации, применение которых позволит упростить конструкцию станции, повысить надежность ее работы и даст возможность одновременного управления несколькими скважинами и типами скважин.

Решение указанной задачи достигается за счет того, что в предложенном способе управления фонтанной арматурой скважины углеводородного сырья, расположенной на морской ледостойкой платформе и предназначенной для добычи пластового флюида и обнаружении пожара в устье скважин, заключающемся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в определенной последовательности при помощи станции управления, работающей от электрической энергии, и содержащей блок управления, приборы КиП и А, исполнительные механизмы, образующие гидравлическую систему станции управления, соединенную через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом в качестве блока управления, обеспечивающего выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, используют программно-технический комплекс, преимущественно, в виде контроллера, согласно изобретению, одновременно управляют работой, как минимум, одной эксплуатационной скважины, предпочтительно, двух и более, как минимум, одной, водонагнетательной скважины, предпочтительно, двух и более, и, как минимум, одной газонагнетательной скважины, предпочтительно, двух и более, при этом открытие эксплуатационной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка выкидной линии, закрытие - в обратном порядке, открытие водонагнетательной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинный клапан-отсекатель, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке, открытие газонагнетательной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинныйй клапан-отсекатель, стволовая задвижка, основная боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке, при этом открытие/закрытие упомянутых клапанов и задвижек каждой скважины осуществляют путем независимой подачи рабочего тела в механизмы приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек при помощи станции управления, причем для привода внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек применяют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают при помощи гидравлического насоса, при этом управление подачей гидравлической жидкости в приводы внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек осуществляют при помощи электромагнитных распределителей высокого давления, управляемых при помощи сигналов контроллера, которые получают после предварительного анализа сигналов датчиков контроля параметров работы станции, при этом автоматическое закрытие приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек обеспечивают при расплавлении плавких вставок предохранительных контуров гидравлической системы станции, расположенной на палубах морской платформы, и при достижении предельных/установленных значений давления в гидросистеме, причем обеспечивают возможность последующего открытия приводов клапанов только после снятия /квитирования команд аварийного закрытия на панели оператора модуля возгорания и аварийных ситуаций или на пульте оператора АСУ ТП, при этом при помощи системы управления, подземного клапана-отсекателя, боковой и/или стволовой задвижек каждой скважины обеспечивают глушение всех скважин при отсутствии/исчезновении питающего напряжения станции управления.

В варианте применения способа, в качестве рабочего тела для механизма привода клапана-отсекателя используют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают гидравлическим насосом, преимущественно с ручным дублером, объединенным с баком рабочего тела, регулятором давления и клапаном предохранительным в масляный блок.

В варианте применения способа, в качестве рабочего тела для механизма привода клапана-отсекателя применяют гидравлическое масло Mobil UnivisHVI 13*.

В варианте применения способа, внутри станции поддерживают температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех элементов системы, расположенных в шкафу.

В варианте применения способа, рабочее тело управления распределителями при закрытии скважины направляют в дренажные линии.

В варианте применения способа, 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 реализации указанного способа, предложена станция управления фонтанными арматурами, содержащая блок управления станции, гидравлическую систему для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем скважин, включающую приборы КиП и А, исполнительные механизмы, распределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления стволовой и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, при этом гидравлическая система станции управления соединена через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом блок управления, обеспечивающий выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, выполнен в виде программно-технического комплекса, преимущественно, в виде контроллера, предпочтительно с локальным пультом управления и монитором с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой, в которой, согласно изобретению, полости приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек соединены с выходной полостью гидравлического насоса при помощи электромагнитных распределителей высокого давления, управляемых при помощи сигналов контроллера, получаемых после предварительного анализа сигналов датчиков контроля параметров работы станции, при этом в гидравлических линиях упомянутых приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек установлены плавкие вставки предохранительных контуров и клапаны/датчики контроля давления гидравлической системы станции, расположенной на палубах морской платформы, срабатывающие при достижении предельных/установленных значений давления в гидросистеме.

В варианте исполнения, гидравлическая система разделена на несколько частей, каждая из которых смонтирована в виде отдельного модуля, и имеет разъемы для подстыковки с остальными элементами системы.

В варианте исполнения, помещение для размещения составных частей станции выполнено теплоизолированным.

В варианте исполнения, внутри помещения для размещения составных частей станции установлены нагревательные элементы для обеспечения заданной температуры внутри помещения.

В варианте исполнения, в гидросистеме станции выполнены дренажные линии для пропускания рабочего тела при закрытии скважины обратно в бак.

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 показана первая часть принципиальной гидравлической схемы станции, на фиг. 2 - показана вторая часть принципиальной гидравлической схемы станции, на фиг. 3 - показана принципиальная гидравлическая схема насосно-аккумуляторной установки с регуляторами среднего давления, на фиг. 4 - показана принципиальная гидравлическая схема регуляторов высокого давления и мультипликаторов, на фиг. 5 - показана принципиальная гидравлическая схема модулей управления эксплуатационными скважинами, на фиг. 6 - показана принципиальная гидравлическая схема модуля контроля возгораний и аварийных отключений, на фиг. 7 - показана принципиальная гидравлическая схема модуля управления газонагнетательными скважинами, на фиг. 8 - показана принципиальная гидравлическая схема модуля управления водонагнетательными скважинами, на фиг. 9 - принципиальная гидравлическая схема обвязки эксплуатационной скважины, на фиг. 10 - принципиальная гидравлическая схема обвязки газонагнетательной скважины, на фиг. 11 - принципиальная гидравлическая схема обвязки водонагнетательной скважины, на фиг. 12 - схема расположения основных составных частей станции в блок-боксе.

На всех принципиальных гидравлических схемах станции условно не показаны стволовая задвижка, задвижка на линии подачи газлифтного газа на выкидной линии, задвижка на боковом отводе дополнительная, задвижка на боковом отводе основная и внутрискважинный клапан. Показаны линии подачи рабочего тела в исполнительные механизмы указанных устройств.

Для реализации указанного способа предложена станция управления фонтанной арматурой следующей конструкции.

В рассматриваемом варианте исполнения, станция управления фонтанными арматурами состоит из восьми модулей 1 управления эксплуатационными скважинами, одного модуля 2 управления газонагнетательными скважинами, двух модулей 3 управления водонагнетательными скважинами, насосно-аккумуляторной установки (НАУ) 4 с гидравлической частью блока контроля возгораний и аварийных отключений и блоком реле давлений, электрооборудования и комплекса программно-технических средств 5, объединенных между собой в единую гидравлическую систему. Линии управления всеми модулями 1, 2 и 3 соединены с насосно-аккумуляторной установкой 4.

Модуль 1 управления эксплуатационными скважинами предназначен для управления гидроприводами задвижек MV (стволовая задвижка), WV С (задвижка на линии подачи газлифтного газа на выкидной линии), WV В (задвижка на боковом отводе дополнительная), WV А (задвижка на боковом отводе основная) и внутрискважинного клапана SSSV (Не обозначены. Показано направление движения рабочего тела). Каждый из восьми модулей управления 1 станции имеет одинаковую конструкцию и взаимозаменяем. Измерительные приборы вынесены на лицевую панель модуля.

Клапан игольчатый 6 установлен на входе в электромагнитные нормально закрытые клапаны 7, 8, 9 и 10, предназначенные для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV A, WV В, WV С, MV соответственно. Перед электромагнитными клапанами установлены предохранительные клапаны 11, 12, 13 и 14, настроенные на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.

Для контроля за открытием клапанов, установлены манометры 15, 16, 17 и 18 соответственно.

В линиях управления задвижками WV A, WV В, WV С, MV установлены клапаны быстрого сброса 19, 20, 21 и 22, предназначенные для ускоренного закрытия задвижек. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.

Клапан игольчатый 23 установлен перед входом электромагнитного нормально закрытого клапана 24, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Перед электромагнитным клапаном 24 установлен предохранительный клапан 25, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.

Для открытия электромагнитного клапана 24 необходимо подать напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Для визуального контроля давления за открытием клапана 24 установлен манометр 26. Для передачи информации о величине давления в линии управления SSSV в САУ КГС, установлен преобразователь давления 27.

Модуль 2 управления газонагнетательными скважинами предназначен для управления гидроприводами задвижек WV, MV и внутрискважинного клапана SSSV (Не обозначены. Показано направление движения рабочего тела).

Клапан игольчатый 28 установлен на входе электромагнитных нормально закрытых клапанов 29 и 30, предназначенных для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV, MV соответственно. Перед электромагнитными клапанами установлены предохранительные клапаны 31 и 32 соответственно, настроенные на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.

Для визуального контроля давления при открытии клапанов, установлены манометры 33 и 34.

В линиях управления задвижками WV, MV установлены клапаны быстрого сброса 35 и 36. Клапан быстрого сброса предназначен для ускоренного закрытия задвижки. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.

Клапан игольчатый 37 установлен на входе электромагнитного нормально закрытого клапана 38, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Перед электромагнитным клапаном установлен предохранительный клапан 39, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.

Для визуального контроля давления при открытии клапана установлен манометр 40. Для передачи информации в САУ КГС о величине давления в линии управления SSSV, установлен преобразователь давления 41.

Модуль 3 управления водонагнетательными скважинами предназначен для управления гидроприводами задвижки WV и внутрискважинного клапана SSSV. (Не обозначены. Показано направление движения рабочего тела).

Клапан игольчатый 42 установлен на входе электромагнитного нормально закрытого клапана 43, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижкой WV. Перед электромагнитным клапаном установлен предохранительный клапан 44, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.

Для визуального контроля давления при открытии клапана, установлен манометр 45.

В линии управления задвижкой WV установлен клапан быстрого сброса 46, предназначенный для ускоренного закрытия задвижки. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.

Клапан игольчатый 47 установлен на входе электромагнитного нормально закрытого клапана 48, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Перед электромагнитным клапаном установлен предохранительный клапан 49, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.

Для визуального контроля давления при открытии клапана, установлен манометр 50. Для передачи информации в САУ КГС о величине давления в линии управления SSSV, установлен преобразователь давления 51.

Линии управления всеми модулями 1, 2 и 3 соединены с насосно-аккумуляторной установкой 4.

В состав насосно-аккумуляторной установки (далее-НАУ) 4 с гидравлической частью блока контроля возгораний и аварийных отключений и блоком реле давлений входят две насосно-моторные установки), одна основная -52, одна резервная-53 в подающей линии (далее- насос), ручной двухступенчатый насос 54 в подающей линии, насосный агрегат (не обозначен) в линии очистки рабочей жидкости, блок пневмогидроаккумуляторов 55, блоки регуляторов 56 низкого давления, среднего давления 57, регуляторов 58 высокого давления, мультипликаторы 59, блок 60 контроля возгораний и аварийного останова.

После ПГА 55 установлены блок регуляторов 56 низкого давления для формирования давления в предохранительном контуре станции (0,6 МПа), блок регуляторов 57 среднего давления для формирования давления управления MV, WV всех скважин (21 МПа), блок регуляторов давления 58 для формирования давления управления мультипликаторами 59 линии высокого давления (блок регуляторов высокого давления).

Указанные блоки регуляторов 56, 57 и 58 предназначены для понижения и регулирования давления, а также отсечения линий.

Мультипликаторы 59 имеют передаточное отношение 4:1 и обеспечивают давление управления приводами SSSV всех скважин (35 МПа). Регуляторы давления и мультипликаторы в станции сдублированы (основные и резервные). В блоки регуляторов низкого 56, среднего 57 и высокого давления 58 входят также запорные и спускные вентили, предохранительные клапаны (не обозначены).

В состав НАУ входят бак основной 61 и бак малый 62 для рабочей жидкости.

Блок 60 контроля возгораний и аварийного останова установлен в линии низкого давления и содержит распределитель 63, предназначенный для заполнения контуров плавких вставок, обратные клапаны 64 и 65, для заполнения пожарного контура нижней палубы и пожарного контура платформы (не обозначены. Показано направление движения рабочей жидкости), распределители 66 и 67, манометры 68 и 69, реле давления 70 и 71.

В состав станции входит шкаф управления 72, предназначенный для управления всеми блоками и модулями станции и связи с панельным компьютером 73. Блок контроллера 74 предназначен для управления станцией и связи с АСУ ТП.

Предложенный способ может быть реализован при помощи указанной станции следующим образом.

Рабочая жидкость из бака основного 61, при помощи насосно-моторной установки 52, подается в блоки регуляторов низкого 56, среднего 57 и высокого давления 58, после чего жидкость разделяется на три линии - низкого, среднего и высокого давления и поступает в модули 1 управления эксплуатационной скважиной, в модули 2 управления газонагнетательной скважиной и модули 3 управления водонагнетательной скважиной. Блок пневмогидроаккумуляторов (ПГА) 55 установлен в линии нагнетания после насосно-моторной установки 52 и предназначен для поддержания давления в системе после выключения указанной установки 52, накопления рабочей жидкости в объеме, достаточном для открытия-закрытия управляемого оборудования эксплуатационной, водонагнетательной и газонагнетательной скважин, а также для поддержания управляемого оборудования в открытом рабочем положении при отключенной насосно-моторной установке (при временном отсутствии электроэнергии). Время поддержания управляемого оборудования в открытом положении зависит от объема заполнения ПГА на момент отключения электроэнергии и общей герметичности системы.

Работа модуля 1 управления эксплуатационными скважинами происходит следующим образом.

Рабочая жидкость линии среднего давления НАУ, пройдя через клапан игольчатый 6, поступает на входы электромагнитных нормально закрытых клапанов 7, 8, 9 и 10, предназначенных для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV A, WV В, WV С, MV соответственно. Перед электромагнитными клапанами установлены предохранительные клапаны 11, 12, 13 и 14, настроенные на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.

Для открытия задвижек WV A, WV В, WV С, MV подают напряжение 24 В на электромагнитные катушки соответствующих электромагнитных клапанов 7, 8, 9 и 10. Визуальный контроль давления осуществляют по манометрам 15, 16, 17 и 18.

В линиях управления задвижками WV A, WV В, WV С, MV установлены клапаны быстрого сброса 19, 20, 21 и 22, предназначенные для ускоренного закрытия задвижки. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.

Для закрытия задвижек WV A, WV В, WV С, MV снимают напряжение с электромагнитных катушек клапанов 7, 8, 9 и 10. При этом клапаны 7, 8, 9 и 10 закрываются, и происходит сброс рабочей жидкости из приводов задвижек.

Рабочая жидкость линии высокого давления НАУ, после блока регуляторов высокого давления 58 и мультипликаторов 59 линии высокого давления, пройдя через клапан игольчатый 23, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 24, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV.

Для открытия электромагнитного клапана 24 подают напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 26. Информация о величине давления в линии управления SSSV от преобразователя давления 27, поступает в САУ КГС.

Для закрытия внутрискважинного клапана SSSV, снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 24. При этом клапан 24 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода внутрискважинного клапана.

Работа модуля 2 управления газонагнетательными скважинами происходит следующим образом.

Рабочая жидкость линии среднего давления НАУ, пройдя через клапан игольчатый 28, поступает на входы электромагнитных нормально закрытых клапанов 29 и 30, предназначенных для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV, MV соответственно. Для открытия задвижек WV, MV подают напряжения 24 В на электромагнитные катушки соответствующих электромагнитных клапанов 29 и 30. Визуальный контроль давления осуществляют по манометрам 33 и 34.

Для закрытия задвижек WV, MV необходимо снять напряжение с электромагнитных катушек клапанов 29 и 30. При этом клапаны 29 и 30 закрываются и происходит сброс рабочей жидкости из приводов задвижек.

Рабочая жидкость линии высокого давления НАУ, после блока регуляторов высокого давления 58 и мультипликаторов 59 линии высокого давления, пройдя через клапан игольчатый 37, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 38, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Для открытия электромагнитного клапана 38 необходимо подается напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 40. Информация о величине давления в линии управления SSSV от преобразователя давления 41, поступает в САУ КГС.

Для закрытия внутрискважинного клапана SSSV снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 38, при этом клапан 38 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода внутрискважинного клапана в бак основной 61.

Работа модуля 3 управления водонагнетательными скважинами происходит следующим образом.

Рабочая жидкость линии среднего давления НАУ, пройдя через клапан игольчатый 42, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 43, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижкой WV.

Для открытия задвижки WV подают напряжение 24 В на электромагнитную катушку электромагнитного клапана 43. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 45.

Для закрытия задвижки WV снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 43. При этом клапан 43 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода задвижки в бак основной 61.

Рабочая жидкость линии высокого давления НАУ, после блока регуляторов высокого давления 58 и мультипликаторов 59 линии высокого давления, пройдя через клапан игольчатый 47, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 48, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV.

Для открытия электромагнитного клапана 48 подают напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 50. Информация о величине давления в линии управления SSSV от преобразователя давления 51, поступает в САУ КГС.

Для закрытия внутрискважинного клапана SSSV снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 48. При этом клапан 48 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода внутрискважинного клапана в бак основной 61.

Блок 60 контроля возгораний и аварийного останова установлен в линии низкого давления. Рабочая жидкость поступает на распределитель 63, предназначенный для заполнения контуров плавких вставок. При нажатии до упора на ручку распределителя 63, через обратные клапаны 64 и 65, заполняется пожарный контур нижней палубы и пожарный контур платформы (не обозначены. Показано направление движения рабочей жидкости). При этом жидкость поступает в привод нормально закрытых распределителей 66 и 67, которые переходят в открытое положение. Визуальный контроль давления в линиях плавких вставок осуществляется по манометрам 68 и 69.

В случае возникновения пожара/при повышении температуры в пожарных контурах выше 94°C, плавкие вставки расплавляются, происходит сброс рабочей жидкости из линий плавких вставок, распределители 66 и 67 переходят в закрытое положение. При понижении давления в пожарных контурах до 0,3 МПа (3 кгс/см), установленные в соответствующих линиях реле давления 70 и 71, передают аварийный сигнал в САУ КГС, при этом эксплуатационные, газонагнетательные и водонагнетательные скважины по команде из САУ КГС закрываются.

В состав станции входит шкаф управления 72, предназначенный для управления всеми блоками и модулями станции и связи с панельным компьютером 73. Блок контроллера 74 предназначен для управления станцией и связи с АСУ ТП.

Алгоритм работы всех клапанов в автоматическом режиме, заключающемся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке путем независимой подачи рабочего тела в механизмы приводов подземного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек, осуществляется при помощи шкафа управления 72 станции. Команды управления вводятся в панельный компьютер 73, выполненный в виде программно-технического комплекса, в интерактивном режиме при помощи монитора или клавиатуры (не обозначены).

Использование предложенного технического решения позволит создать способ управления фонтанной арматурой и станцию для его реализации, применение которых позволит упростить конструкцию станции управления фонтанными арматурами, повысить надежность ее работы и даст возможность одновременного управления несколькими скважинами и типами скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано в технике автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации газодобывающих скважин. Предложен способ управления фонтанной арматурой скважины углеводородного сырья, расположенной на морской ледостойкой платформе и предназначенной для добычи пластового флюида и обнаружения пожара в устье скважин. Одновременно управляют работой нескольких скважин. Для привода внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек применяют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают при помощи гидравлического насоса. Управление подачей гидравлической жидкости в приводы внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек осуществляют при помощи электромагнитных распределителей высокого давления, управляемых при помощи сигналов контроллера, которые получают после предварительного анализа сигналов датчиков контроля параметров работы станции, при этом обеспечивают возможность последующего открытия приводов клапанов только после снятия/квитирования команд аварийного закрытия на панели оператора модуля возгорания и аварийных ситуаций или на пульте оператора АСУ ТП. При помощи системы управления, подземного клапана-отсекателя, боковой и/или стволовой задвижек каждой скважины обеспечивают глушение всех скважин при отсутствии/исчезновении питающего напряжения станции управления. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 12 ил.

1. Способ управления фонтанной арматурой скважины углеводородного сырья, расположенной на морской ледостойкой платформе и предназначенной для добычи пластового флюида и обнаружения пожара в устье скважин, заключающийся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в определенной последовательности при помощи станции управления, работающей от электрической энергии и содержащей блок управления, приборы КиП и А, исполнительные механизмы, образующие гидравлическую систему станции управления, соединенную через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом в качестве блока управления, обеспечивающего выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, используют программно-технический комплекс, преимущественно в виде контроллера, характеризующийся тем, что одновременно управляют работой, как минимум, одной эксплуатационной скважины, предпочтительно двух и более, как минимум, одной водонагнетательной скважины, предпочтительно двух и более, и, как минимум, одной газонагнетательной скважины, предпочтительно двух и более, при этом открытие эксплуатационной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка выкидной линии, закрытие - в обратном порядке; открытие водонагнетательной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинный клапан-отсекатель, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке; открытие газонагнетательной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, основная боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке; при этом открытие/закрытие упомянутых клапанов и задвижек каждой скважины осуществляют путем независимой подачи рабочего тела в механизмы приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек при помощи станции управления, причем для привода внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек применяют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают при помощи гидравлического насоса, при этом управление подачей гидравлической жидкости в приводы внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек осуществляют при помощи электромагнитных распределителей высокого давления, управляемых при помощи сигналов контроллера, которые получают после предварительного анализа сигналов датчиков контроля параметров работы станции, при этом автоматическое закрытие приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек обеспечивают при расплавлении плавких вставок предохранительных контуров гидравлической системы станции, расположенной на палубах морской платформы, и при достижении предельных/установленных значений давления в гидросистеме, причем обеспечивают возможность последующего открытия приводов клапанов только после снятия/квитирования команд аварийного закрытия на панели оператора модуля возгорания и аварийных ситуаций или на пульте оператора АСУ ТП, при этом при помощи системы управления, подземного клапана-отсекателя, боковой и/или стволовой задвижек каждой скважины обеспечивают глушение всех скважин при отсутствии/исчезновении питающего напряжения станции управления.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочего тела для механизма привода клапана-отсекателя используют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают гидравлическим насосом, преимущественно с ручным дублером, объединенным с баком рабочего тела, регулятором давления и клапаном предохранительным в масляный блок.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочего тела для механизма привода клапана-отсекателя применяют гидравлическое масло Mobil Univis HVI 13*.

4. Способ управления по п. 1, отличающийся тем, что внутри шкафа станции поддерживают температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех элементов системы, расположенных в шкафу.

5. Способ управления по п. 1, отличающийся тем, рабочее тело управления распределителями при закрытии скважины направляют в дренажные линии.

6. Способ управления по п. 1, отличающийся тем, что 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.

7. Станция управления для реализации способа по п. 1, содержащая блок управления станции, гидравлическую систему для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем скважин, включающую приборы КиП и А, исполнительные механизмы, распределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления стволовой и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, при этом гидравлическая система станции управления соединена через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом блок управления, обеспечивающий выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, выполнен в виде программно-технического комплекса, преимущественно в виде контроллера, предпочтительно с локальным пультом управления и монитором с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой, отличающаяся тем, что полости приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек соединены с выходной полостью гидравлического насоса при помощи электромагнитных распределителей высокого давления, управляемых при помощи сигналов контроллера, получаемых после предварительного анализа сигналов датчиков контроля параметров работы станции, при этом в гидравлических линиях упомянутых приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек установлены плавкие вставки предохранительных контуров и клапаны/датчики контроля давления гидравлической системы станции, расположенной на палубах морской платформы, срабатывающие при достижении предельных/установленных значений давления в гидросистеме.

8. Станция управления по п. 7, 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.

9. Станция управления по п. 7, отличающаяся тем, что помещение для размещения составных частей станции выполнено теплоизолированным.

10. Станция управления по п. 8, отличающаяся тем, что внутри помещения для размещения составных частей станции установлены нагревательные элементы для обеспечения заданной температуры внутри помещения.

11. Станция управления по п. 7, отличающаяся тем, что в гидросистеме станции выполнены дренажные линии для пропускания рабочего тела при закрытии скважины обратно в бак.