NO338712B1 - Anordning og fremgangsmåte for beskyttelse av et brønnhode - Google Patents
Anordning og fremgangsmåte for beskyttelse av et brønnhode Download PDFInfo
- Publication number
- NO338712B1 NO338712B1 NO20092640A NO20092640A NO338712B1 NO 338712 B1 NO338712 B1 NO 338712B1 NO 20092640 A NO20092640 A NO 20092640A NO 20092640 A NO20092640 A NO 20092640A NO 338712 B1 NO338712 B1 NO 338712B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- ssv
- pressure
- accordance
- ssvs
- pipeline
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 45
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 13
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 9
- 241000531137 Vicia cryptic virus Species 0.000 claims description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 238000011076 safety test Methods 0.000 claims description 4
- 238000009863 impact test Methods 0.000 claims description 3
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims description 2
- 241000702287 Sugarcane streak virus Species 0.000 claims 10
- 230000010354 integration Effects 0.000 claims 1
- 238000009781 safety test method Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000004092 self-diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D5/00—Protection or supervision of installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/7722—Line condition change responsive valves
- Y10T137/7723—Safety cut-off requiring reset
- Y10T137/7728—High pressure cut-off
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/7722—Line condition change responsive valves
- Y10T137/7758—Pilot or servo controlled
- Y10T137/7761—Electrically actuated valve
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/87265—Dividing into parallel flow paths with recombining
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/87265—Dividing into parallel flow paths with recombining
- Y10T137/87298—Having digital flow controller
- Y10T137/87306—Having plural branches under common control for separate valve actuators
- Y10T137/87314—Electromagnetic or electric control [e.g., digital control, bistable electro control, etc.]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/87265—Dividing into parallel flow paths with recombining
- Y10T137/87507—Electrical actuator
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/877—With flow control means for branched passages
- Y10T137/87708—With common valve operator
- Y10T137/87772—With electrical actuation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/877—With flow control means for branched passages
- Y10T137/87877—Single inlet with multiple distinctly valved outlets
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Sewage (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et høyintegritetsbeskyttelsessystem (HIPS) for testing av beskyttelse og trykkontroll av et rørledningssystem koplet til et brønnhode, hvor nevnte HIPS har et innløp koplet til brønnhodet og et utløp koplet til rørledningssystemet, samt en fremgangsmåte for drift og testing av et høyintegritetsbeskyttelsessystem (HIPS) koplet til et rørledningssystem foret brønnhode.
Innen olje- og gassindustri er vanligvis produksjonsrørledninger for fluid nedstrøms til brønnhode tynnvegget for å minimere kostnad til rørledningen. Det er derfor nødvendig at slike rørledninger er beskyttet mot svært store trykk som kan revne røret, hvilket ville vært svært kostbart å skifte ut og vil forårsake miljømessig forurensning. Et konvensjonelt system som benyttes for å beskytte rørledninger fra overtrykk er høyintegritetsbeskyttelsessystemet (HIPS). Dette er vanligvis et elektrohydraulisk system som benytter trykksensorer for å måle trykket i rørene som benyttes via elektronikken til en kontrollmodul for å kontrollere lukking av et produksjonsrør sin HIPS-ventil. Dette arrangementet opprettholder det høye trykket i en kort seksjon av rørledningen mellom produksjonstreet og HIPS-ventilen som er i stand til å motstå trykket. Dette forhindrer at den hoved, tynnveggede seksjonen til rørledningen blir utsatt for trykknivåer som kan overgå rørledningens trykkbegrens-ning.
Det er et nødvendig krav at sikkerheten til nevnte HIPS må testes regulært siden en feilfunksjon i drift av HIPS gir risikoen for betydelig skade på rørledningen. Det konvensjonelle systemet kan ikke testes under dens drift. Således at produksjons-systemet må avslutte driften og isoleres for testen. Avbruddet av driften har betydelige finansielle implikasjoner. I tillegg må minst én operatør være nær til HIPS under testen, siden drift av ventiler og andre komponenter utføres manuelt av personer.
Ulike tilnærminger har blitt foreslått for å teste og beskytte ventiler og rørlednings-systemerfra overtrykk. For eksempel publisert søknad US2005/0199286 omtaler et høyintegritetstrykkbeskyttelsessystem hvori to moduler koplet til to nedstrøms rørledninger og oppstrøms ledninger har innløps- og utløpsporter. En rørkrets kopler de to portene og en koplingsmanifoil er installert i rørledningen mellom oppstrøms-og nedstrømsdelene. Koplingsmanifoilen ruter selektivt strøm i hver av de første og andre rørledninger gjennom den første eller andre modulen. Systemet tillater ruting av strømmer fra oppstrømsregioner til begge rørledningene gjennom en av modul-ene og deretter til et nedstrømsområde til en av rørledningene for å muliggjøre den andre modulen til å bli fjernet for vedlikehold, reparasjon og/eller utskiftning. Der er ingen omtale eller forslag angående et apparat eller fremgangsmåte for å teste driften av systemet mens det er i drift.
US-patentnummer6.591.201 til Hyde omtaler f.eks. etfluidenergipulstestsystem hvori energipulser benyttes for å teste dynamiske ytelseskarakteristikker til fluid-kontrollanordningene og systemene, likeledes gassluftventiler. Dette testsystemet er nyttig for å teste overflatesikkerhetsventiler i hydrauliske kretser, men gir ingen sikkerhetsinformasjon av det totale systemets mulighet til å utføres sikkerhets-funksjon.
US-patentnummer 6.880.567 til Klaver et al. omtaler et system som innbefatter sensorer, et sikkerhetskontrollsystem og avstengningsventiler benyttet for å beskytte nedstrømsprosessutstyr fra overtrykk. Dette systemet benytter en delslag test-metode hvori blokkventiler lukkes inntil et forhåndsbestemt punkt og deretter gjenåpnes. Dette systemet må imidlertid avbryte produksjonen for diagnosetesting.
US-patentnummer 7.044.156 til Webster omtaler et rørledningsbeskyttelsessystem hvori fluidtrykk i en seksjon av rørledningen som overgår et referansetrykk av den hydrauliske fluid tilført til en differensialtrykkventil, hvor differensialtrykkventilen blir åpnet og forårsaker derved det hydrauliske trykket i den hydraulisk aktiverte ventilen til å bli utløst via en ventilering. Beskyttelsessystemet frembringer imidlertid ikke en hvilken som helst ventildiagnoseinnretning og tvinges å avbryte produksjonen for avstengningsventilene til å bli fullstendig lukket.
US-patentnummer 5.524.484 til Sullivan omtaler et solenoiddrevet ventildiagnose-system som muliggjør for brukerne av ventilen muligheten til å overvåke forholdene av ventilen i drift over tid for å registrere en slitasje eller problemer i ventilen og dens komponenter og å korrigere den før en feil til ventilen oppstår. Dette systemet tillater ikke en testing av avstengningsventilene uten et avbrudd av produksjonen.
US-patentnummer 4.903.529 til Hodge omtaler en fremgangsmåte for å teste et hydraulisk fluidsystem hvori et bærbart analyseapparat har tilførsel av hydraulisk fluid, et utløpsrør, en enhet for å tilføre hydraulisk fluid undertrykk fra tilførselen til utløpsrøret, et returrør som kommunisere med tilførselen, en fluidtrykkovervåker koplet til utløpsrøret og en fluidstrømovervåker i returrøret. Analyseapparatet frakoplerfluidinnløpet til anordningen fra kilden og kopler fluidinnløpet til utløpsrøret, og frakoplerfluidutløpet til anordningen fra reservoaret og kopler det fluidutløpet til returrøret. Fluidtrykk overvåkes i utløpsrøret og strømmen av fluid gjennom retur-røret med enheten på plass i systemet. Denne fremgangsmåten krever imidlertid at produksjonen avbrytes for testing av hydrauliske systemer.
US-patentnummer 4.174.829 til Roark et al. omtaler en trykkregistrerende sikker-hetsanordning hvori en giver produserer et elektrisk signal i proporsjon til et registrert trykk og en pilotanordning indikerer en registrering av trykk utenfor området når det registrerte trykket overgår et forhåndsbestemt område, hvilket muliggjør en korrekt korrosjonshandling til å bli utført dersom nødvendig. Anordningen krever operatør-intervensjon.
US-patentnummer 4.215.746 til Hallden et al. omtaler et trykkreagerende sikker-hetssystem for fluidledninger som stenger av i en brønn i tilfellet av uvanlig trykk-forhold i produksjonslinjen til brønnen. Straks sikkerhetsventilen er lukket blir en kontroller for å registrere når trykket er innenfor et forhåndsbestemt område stengt ut av drift og må manuell resettes før sikkerhetsventilen kan åpnes. Dette systemet resulterer i et avbrudd av produksjonen og operatørintervensjon.
Det vises likeledes til WO 03106888 A og US 4848393 A som eksempel på kjent teknikk.
Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelse å frembringe en anordning og en fremgangsmåte for å teste HIPS mens det er i drift, mens HIPS drives som en strømningsledning til et rørsystem og uten å stenge ned produksjonslinjen hvortil det er koplet til.
Et annet formål er å frembringe en anordning og en fremgangsmåte for automatisk å teste sikkerheten av en HIPS uten intervensjon til en operatør.
Enheten er foretrukket frembrakt med standardiserte flenser og er integrert konstruert.
De ovenfor nevnte formål, så vel som andre fordeler beskrevet nedenfor, oppnås ved fremgangsmåten og anordningen ifølge oppfinnelsen som gir et høyintegritets-beskyttelsessystem (HIPS) som beskytter og tester kontrollen av et rørlednings-system koplet til et brønnhode. Nevnte HIPS til foreliggende oppfinnelse har et innløp for tilkopling til brønnhode og et utløp for tilkopling til nedstrøms rørsystemet og, i en foretrukket utførelse, er konstruert som et skidd-montert integrert system for transport til stedet hvor det skal installeres.
Foretrukne utførelser er angitt i respektive selvstendige krav, mens alternative utførelser er angitt i respektive uselvstendige krav.
Nevnte HIPS omfatter to sett av overflate sikkerhetsventiler (SSV), to luftekontrollventiler (VCVS) og en sikkerhetslogikkinnretning. De to settene av SSV er i fluidkommunikasjon med innløpet, og de to settene er i parallell med hverandre. Hvert sett av SSV har to SSV i serie, og den ene eller den andre eller begge av de to settene av SSV kan drives som en strømningsledning for fluider som kommer inn i innløpet og passerer gjennom HIPS-utløpet for rørledningssystemet. Hver av VCV er koplet til rørledningen mellomliggende de to settene av SSV, og hver av VCV er i fluidkommunikasjon med en lufteledning, som under åpning av en VCV lufter hydraulisk trykk mellom de to SSV. Sikkerhetslogikkinnretningen i kommunikasjon med SSV og VCV og produserer signaler for å kontrollere driften av SSV og VCV. VCV er foretrukket elektrisk drevet.
De trykkregistrerende senderne overvåker strømningsledningstrykk på en seksjon til rørledningen oppstrøms til HIPS-utløpet. I en foretrukket utførelse er tre trykk-sendere frembrakt på utløpet. Sikkerhetslogikkinnretningen er programmert til å sende et signal for å lukke SSV ved en økning i trykk over en terskelverdi sendt av i det minste to av de tre trykksensorene. Som vil være åpenbart for en fagmann kan flere eller mindre tre trykksensorer benyttes i denne delen av systemet.
Hver av de to VCV er koplet til en strømningsledning som er i fluidkommunikasjon med en felles lufteledning. Lufteledningen kan være koplet til en reservoartank eller annen lagerenhet eller resirkuleringsinnretning. Hvert sett av SSV drives uavhengig av driften av de parallelle sett av SSV. Trykkregistrerende sendere er plassert for å overvåke trykket mellom SSV i hver av de to sett av SSV.
I en foretrukket utførelse er sikkerhetslogikkinnretningen programmert til å opprettholde et sett av SSV i en åpen stilling når det parallelle sett av SSV beveges til en lukket posisjon fra en åpen posisjon under en fullslagstest. I tillegg er sikkerhetslogikkinnretningen programmert til å måle og registrere trykket mellom et par av de lukkede SSV under en tett avstengningstest, og til å åpne VCV mellom de lukkede SSV for en kort tidsperiode under testen for å avlaste eller redusere ledningstrykket.
I en annen foretrukket utførelse er sikkerhetslogikkinnretningen programmert til å generere et feilsignal under den tette avstengningstestperioden dersom trykket mellom de lukkede og luftede SSV stiger over en forhåndsbestemt terskelverdi etterfølgende lukking av VCV. I en videre annen foretrukket utførelse er sikkerhetslogikkinnretningen programmert til og designere den lukkede SSV for bruk som et driftssett av SSV dersom, under testperioden, trykket mellom nevnte lukkede SSV ikke stiger over en forhåndsbestemt terskelverdi.
Nevnte VCV er lukket under normal drift og under en fullslagtest.
HIPS ifølge oppfinnelsen omfatter videre manuelle avstengningsventiler plassert oppstrøms og nedstrøms til hver av de parallelle sett av SSV, hvilke kan benyttes for å isolere hver av SSV-settene fra rørledningssystemet, f.eks. for vedlikehold, reparasjon og/eller utskiftning av systemkomponenter.
I en foretrukket utførelse er SSV utstyrt med elektriske feilsikre ventilaktuatorer, hvorved alle ventilene beveges til en lukket posisjon i tilfellet av et strømbrudd. Dette vil resultere i avslutning av all fluidstrømning i rørledningen nedstrøms til HIPS. Som vil være åpenbart for en fagmann må denne type feilsikre avstengningsventil måtte være koordinert med tilsvarende avstengningskrav ved brønnhodet eller hvor som helst oppstrøms til HIPS.
I et annet aspekt av oppfinnelsen er en fremgangsmåte frembrakt for å teste driftssikkerhet til en HIPS som er koplet til et brønnhoderørledningssystem. Nevnte HIPS har første og andre sett av overflatesikkerhetsventiler (SSV) i fluidkommunikasjon med rørledningssystemet, og de to settene er i parallell med hverandre. Hvert sett av SSV har to sett SSV i serie, og nevnte SSV drives som respons på signaler fra en sikkerhetslogikkinnretning som beskrevet detaljert ovenfor.
Det første sett av SSV beveges fra en åpen posisjon til en lukket posisjon for en tett avstengningssikkerhetstest mens det andre sett av SSV er åpen som en strømnings-ledning for rørledningssystemet.
En sender plassert mellom de lukkede SSV sendersignal til sikkerhetslogikkinnretningen som korresponderer til fluidtrykket i rørledningen mellom de lukkede ventilene. VCV plassert mellom de lukkede sett av SSV lufter de trykksatte fluid mellom nevnte lukkede SSV ved begynnelsen av sikkerhetstesten. Den luftede fluid ledes foretrukket til et reservoar. Et alarmsignal aktiveres dersom det første sett av SSV ikke opprettholder trykket i rørledningen mellom SSV ved eller under en forhåndsbestemt terskelverdi under en forhåndsbestemt nedstengningstid.
Trykket, f.eks. i PSI, til fluid i seksjonen av en rørledning mellom hvert sett av SSV registreres før og under sikkerhetsavstengningstestingen av ventilene. En grafisk fremvisning av det registrerte trykket er foretrukket frembrakt for å medhjelpe operatørpersonell til å evaluere ytelsen til systemet i nåtid under testen.
Det andre sett av SSV ble værende åpen mens det første sett av SSV returnerer til fullt åpen posisjon. Dersom det første sett av SSV ikke åpner fullstendig blir et alarmsignal aktivert. Hvert av de to settene til overflatesikkerhetsventilene er utstyrt med en luftekontrollventil (VCV). Nevnte VCV koplet til det første sett av SSV åpner for en forhåndsbestemt tidsperiode for å utøve trykklufting etter det første sett av SSV er fullt lukket.
Det første sett av SSV beveges til åpen posisjon og det andre sett av SSV beveges til lukket posisjon. Trykket mellom SSV av det andre sett av SSV måles og et alarm signal blir aktivert dersom det andre sett av SSV ikke opprettholder trykket til det mellomliggende røret ved eller under et forhåndsbestemt nivå.
Den foreliggende oppfinnelse skal videre beskrives nedenfor og i sammenheng med de vedlagte tegninger, hvori: Fig. 1 viser skjematisk et høyintegritetsbeskyttelsessystem (HIPS) i samsvar med oppfinnelsen som er koplet til et brønnhode og en nedstrøms rørledning, Fig. 2 viser et flytskjema av prosesstrinnene for den tette avstengningstesten på HIPS i fig. 1, og Fig. 3 er en sammenlignende illustrerende grafisk fremvisning som illustrerer både et tilfredsstillende og en feilet trykktest av et par av overflatesikkerhetsventiler (SSV) under den tette avstengningstesten.
For å lette forståelsen av oppfinnelsen er de samme referansenumre benyttet, når egnet, for å henvise samme eller tilsvarende elementer som er felles til figurene. Dersom ikke annet er angitt er trekkene vist og beskrevet i figurene ikke tegnet i skala, men er kun vist for illustrasjonsformål.
Viser til fig. 1 hvor et høyintegritetsbeskyttelsessystem (HIPS) 10 er installert i nærheten til et brønnhode i et rørledningssystem for å lede et trykksatt fluidprodukt, så som olje eller gass, fra brønnholdet 102 til et fjernliggende verksted via rørled-ningen 104. Nevnte HIPS har et innløp 1 koplet til brønnholderøret 102 og et utløp 2 koplet til rørledningssystemet 104 hvorigjennom væskeproduktet kommer inn og løper ut av nevnte HIPS 10. HIPS 10 er foretrukket skidd-montert for leveringen på stedet av brønnhodet og er utstyrt med egnede flenser og adapterer, dersom nødvendig, for tilkopling til innløp og utløp til oljefeltsrørledningen.
To sett av overflatesikkerhetsventiler (SSV) 11, 12 og 13, 14 er i fluidkommunikasjon med innløpet 1 og utløpet 2 er derved opererbart som en strømningsledning for fluidproduktet. Hvert sett av SSV, identifisert og henvist som SSV-1 og SSV-2, har to SSV 11-12 og 13-14, respektiv, som er koplet i serier. Nevnte SSV lukker automatisk ved fravær av strøm som tilføres til dem og opprettholdes i en åpen posisjon ved konvensjonelle hydraulisk eller elektrisk drevne aktuatorer for å beskytte nedstrøms-rørledningssystemet 104 fra unormale driftsforhold.
To luftekontrollventiler (VCV) 41, 42 er koplet til rørledningen mellomliggende de to sett av SSV 11, 12 og 13, 14, respektiv, og er i fluidkommunikasjon med en lufte ledning 106. Lufteledningen 106 er i fluidkommunikasjon med et fluidreservoar 70 som tjener som en lukket innsamlingssystemtank. Alternativt kan lufteledningen være koplet til et forbrenningsdepot (ikke vist) nær brannstedet. Nevnte VCV 41, 42 under deres åpning kan lufte trykksatt fluid mellom de to SSV inn i lufteledningen 106. Ventilene 71, 72 og 81 kontrollerer tilførsel av hydraulisk trykk av trykk-reservoaret via deres åpning og lukking. Når ventilen 81 er åpen tvinger trykksatt nitrogen fra tanken 80 fluid ut av reservoaret 70, enten inn i HIPS-rørledningen eller via ventilen 72 for alternativt bruk eller fjerning. Nevnte VCV 41, 42 lufter trykksatt fluid fra mellom de to SSV inn i lufteledningen under deres åpning. Trykkregistrerende sendere 54, 55 er plassert mellom respektive SSV for å bestemme strømningsledningstrykk mellom de to SSV. Flere trykkregistrerende sendere kan valgfritt installeres ved steder 54 og 55 for å sikre sikkerhet og som back-up til testsystemet.
Trykkregistrerende sendere 51, 52, 53 er installerte oppstrøms til utløpet 2 for å overvåke strømningsledningstrykk som kommer ut av HIPS fra utløpet 2. De tre senderne er overvåkt av sikkerhetslogikkinnretningen 31. Dersom hvilke som helst av to av tre sendere 51-53 registrerer en trykkøkning over en forhåndsbestemt terskelverdi avstenger logikkinnretningen 31 automatisk i brønnen via SSV 11-14, som derved beskytter nedstrømsrørledningen fra overtrykk.
En sikkerhetslogikkinnretning 31, som er foretrukket en softwaremodulforhånds-programmert i en datamaskin eller lignende, er i kommunikasjon med SSV 11-14, VCV 41, 42 og trykkregistrerende sendere 51-55 via en trådbasert forbindelse eller via trådløse sendere. Sikkerhetslogikkinnretningen 31 produserer og sender signaler for å kontrollere drift av SSV 11-14 og VCV 41, 42. Kontrollen utføres basert på trykkdata fra de trykkregistrerende senderne 51 -55.
Manuelle ventiler 61-64 er installert mellom innløpet 1 og utløpet 2 og SSV 11-14 for å isolere de to settene av SSV 11-14 fra rørledningssystemet i tilfellet en ulykke og også slik at systemet kan stenges ned manuelt for reparasjon og/eller utskiftning av hvilken som helst av dets komponenter.
Alle ventiler drives av konvensjonelle ventilaktuatorer (ikke vist) slik at disse er velkjent innen teknikken. Ventilaktuatorne og trykksenderne 51-55 har selvdiagnose-muligheter og kommuniserer hvilken som helst feil til sikkerhetslogikkinnretningen 31 som er registrert.
Fremgangsmåten for å utføre avstengningsteksten og fullslagstesten i samsvar med oppfinnelsen skal beskrives ved henvisning til fig. 2. Før igangsetting av testen utføres en sikkerhetssjekk av HIPS sin strømningsledning. Dersom strømningsled-ningstrykket overgår en forhåndsbestemt terskelverdi lukkes alle SSV (S20). Ellers lukkes det første sett av SSV 11, 12 og det andre sett av SSV 13, 14 lukkes (S30).
Det første sett av SSV 11,12 blir deretter åpnet for å forberede for en test av det andre sett SSV 13, 14(S40). Det bestemmes om det første sett av SSV 11, 12 som benyttes som strømningsledning under avstengningstesten av det andre sett av SSV 14, 14 er fullt åpen (S50). Dersom det første sett av SSV 11, 12 ikke er fullt åpnet aktiveres et alarmsignal og testen avsluttes (S60). Dersom det første sett av SSV 11, 12 er fullt åpen lukkes det andre sett av SSV 13, 14 (S70). Den fullstendige lukkingen av SSV 13, 14 som skal testes sjekkes for preparering til den tette avstengningstesten (S80). Dersom SSV 13, 14 ikke er fullt lukket blir et alarmsignal aktivert (S90) og testen avsluttet.
Dersom SSV 13, 14 er fullt lukket blir den tette avstengningstesten til SSV 13, 14 startet. VCV 42 plassert mellomliggende det andre sett av SSV 13, 14 blir åpnet for å redusere trykket mellom SSV 13,14 til en stabil verdi (S100).
Nevnte VCV 42 blir deretter lukket og trykktetningen til VCV 2 blir sjekket (S110). Dersom VCV 42 ikke er fullt lukket, eller ventilen lekker slik at trykket fortsetter å reduseres i den luftede seksjonen av røret mellom ventilene, blir et alarmsignal aktivert (S120) og egnet hjelpeaksjon utføres. Dersom PCV 42 er fulgt lukket blir trykket mellom SSV 13, 14 målt (S130). Trykket mellom SSV 13, 14 fortsettes å bli overvåket av trykksenderne 55 og resultatet sendes til sikkerhetslogikkinnretningen 31 under den tette avstengningstesten opp til enden av den tette avstengningstestperioden (S140).
Dataene som oppnås under den tette avstengningstesten blir grafisk representert for to ulike scenarioer i fig. 3. Når VCV 42 åpnes detter trykket mellom SSV 13, 14 fra et normalt driftstrykk til et lavere trykk og nevnte VCV 42 er fullt lukket. Dersom trykket mellom SSV 13, 14 stiger er dette et tydelig bevis på at der er lekkasje i en eller begge av SSV 13, 14. Siden noe minimal mengde lekkasje kan være akseptabel må det bestemmes om en trykkøkning, eller ratetrykkøkning, overgår en forhåndsbestemt terskelverdi under eller etter perioden til den tette avstengningstesten (S150). Dersom under testperioden trykket stiger over terskelverdien indikerer det en feil i muligheten til nevnte SSV 13, 14 i og være setet komplett og et alarmsignal aktiveres av sikkerhetslogikkinnretningen 31 som informerer om feil av den tette avstengningstesten til nevnte SSV 13, 14 (S160). Dersom under testperioden, trykkøkningen ikke overgår terskelverdien passerer det andre sett av SSV 13, 14 den tette avstengningstesten. Det første sett av SSV 11, 12 var i en åpen posisjon som frembringer en strømningsbane for produksjon under den tette avstengningstesten av nevnte SSV 13, 14 (S170). For å fullføre systemets funksjonstest blir det andre sett av SSV 13, 14, som passerte den tette avstengningstesten, åpnet igjen og benyttes som en strømningsledning (S180).
Som det vil være tydelig fra den ovennevnte beskrivelse blir det første sett av SSV 11,12 testet ved bruk av hovedsakelig den samme metodikken.
Den foreliggende oppfinnelse muliggjør nevnt HIPS å drive sammenhengende som en strømningsledning mens en tett avstengning og fullslagstest utføres, og mens hvilken som helst nødvendige, beskyttende aksjoner kan utføres. Den automatiske driften av sikkerhetslogikkinnretningen sikrer at nødavstengningsforhold utføres, selv under en test. Et opptak av testen lagres og kan gjentas senere eller vises elektronisk og/eller i en trykk grafisk form eller som tabulerte data.
Selv om ulike utførelser som omfatter læringen til foreliggende oppfinnelse har blitt vist og beskrevet detaljert vil andre og ulike utførelser være åpenbar for en fagmann og omfanget av oppfinnelsen er bestemt av de følgende krav.
Claims (26)
1. Høyintegritetsbeskyttelsessystem (HIPS) (10) for testing av beskyttelse og trykkontroll av et rørledningssystem (104) koplet til et brønnhode (102), hvor nevnte HIPS (10) håret innløp (1) koplet til brønnhodet (102) og et utløp (2) koplet til rørledningssystemet (104),karakterisert vedå omfatte: - to sett av overflatesikkerhetsventiler (SSV) (11,12; 13,14) i fluidkommunikasjon med innløpet (1), hvor de to settene er i parallell fluidstrømningsforhold til hverandre, hvert sett av SSV inkluderer to SSV (11,12; 13,14) i serie, hvor utløpet til det andre sett av SSV (13,14) er koplet til utløpet til det første sett av SSV (11,12), slik at utløpene til begge settene av SSV (11,12; 13,14) fortsetter gjennom et felles utløpsrør (2), der enten det ene eller det andre eller begge to sett av SSV (11,12; 13,14) eropererbar som en strømningsbane for fluid som kommer inn innløpet (1) og som passerer gjennom nevnte HIPS sitt utløp til det felles utløpsrør (2), - to luftekontrollventiler (VCV) (41,42), hvor hver er koplet til rørledningen mellomliggende hver av de to settene av SSV (11,12; 13,14), hver av nevnte VCV (41,42) er i fluidkommunikasjon med en lufteledning (106), hvorved, under åpning av en VCV (41,42), prosesstrykk mellom de to SSV (11,12; 13,14) blir luftet, og - en sikkerhetslogikkinnretning (31) i kommunikasjon med nevnte SSV (11,12; 13,14) og VCV (41,42), hvor sikkerhetslogikkinnretningen (31) genererer signaler for kontroll av driften av SSV (11,12; 13,14) og VCV (41,42).
2. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedvidere å omfatte trykkregistrerende sendere (51,52,53) for å måle og sende trykk på en seksjon av en rørledning oppstrøms til HIPS sitt utløp (2).
3. System i samsvar med krav 2,karakterisert vedå omfatte tre trykkregistrerende sendere (51,52,53) og logikkinnretningen (31) er programmert til å sende et signal for å lukke nevnte SSV (11,12; 13,14) ved en økning i trykk over en terskelverdi sendt av minst to av de tre trykksensorene (51,52,53).
4. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat hver av de to VCV (41,42) er koplet til en ledning som er i fluidkommunikasjon med en felles lufteledning (106).
5. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat hvert sett av SSV (11,12; 13,14) drives uavhengig av driften av det parallelle sett av SSV (11,12;13,14).
6. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedå omfatte trykkregistrerende sendere (54,55) plassert mellom SSV (11,12; 13,14) for å måle trykket mellom SSV (11,12; 13,14) i hver av de to sett av SSV (11,12; 13,14).
7. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat sikkerhetslogikkinnretningen (31) er programmert til å opprettholde ett sett av SSV (11,12; 13,14) i en åpen posisjon når det parallelle sett av SSV (11,12; 13,14) beveges til en lukket posisjon, fra en åpen posisjon under en fullslagstest.
8. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat sikkerhetslogikkinnretningen (31) er programmert til å måle og registrere responsen til hver SSV (11,12; 13,14) under en fullslagstest.
9. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat sikkerhetslogikkinnretningen (31) er programmert til å måle og registrere ledningstrykket mellom de lukkede SSV (11,12; 13,14) under en tett avstengningstest, og til å åpne VCV (41,42) mellom de lukkede SSV (11,12; 13,14) foren kort tidsperiode under testen for å avlaste ledningstrykket.
10. System i samsvar med krav 8,karakterisert vedat sikkerhetslogikkinnretningen (31) er programmert til å generere et feilsignal dersom trykkresponsen til en av nevnte SSV (11,12; 13,14) som blir testet overgår akseptable nivåer.
11. System i samsvar med krav 8,karakterisert vedat sikkerhetslogikkinnretningen (31) er programmert til å generere et feilsignal under den tette avstengningstestperioden dersom trykket mellom de lukkede SSV (11,12;13,14) stiger over en forhåndsbestemt terskelverdi etterfølgende lukking av VCV (41,42).
12. System i samsvar med krav 8,karakterisert vedat sikkerhetslogikkinnretningen (31) er programmerbar til å utpeke den lukkede SSV (11,12; 13,14) for bruk som et opererende sett av SSV (11,12; 13,14), dersom, under testperioden, trykket mellom nevnte lukkede SSV (11,12; 13,14) ikke stigere over en forhåndsbestemt terskelverdi.
13. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte VCV (41,42) er lukket under normal drift og under en fullslagstest.
14. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedvidere å omfatte manuelle avstengningsventiler (61 -64) plassert oppstrøms og nedstrøms til hver av de parallelle sett av SSV (11,12; 13,14), for å isolere hver av SSV-settene (11,12; 13,14) fra det tilstøtende rørledningssystemet.
15. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedå være integrert montert for transport på en bevegelig plattform.
16. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnt SSV (11,12; 13,14) er utstyrt med elektrisk drevne feilsikre ventilaktuatorer, hvorved ventilene beveges til en lukket posisjon i tilfellet et strømbrudd.
17. System i samsvar med krav 1,karakterisert vedat nevnte VCV (41,42) er elektrisk drevet.
18. Fremgangsmåte for operativ sikkerhetstesting av et høyintegrasjons-beskyttelsessystem (HIPS) (10) koplet til et ledningssystem foret brønnhode,karakterisert vedtrinnene: - å frembringe en HIPS (10) som har første og andre sett av overflatesikkerhetsventiler (SSV) (11,12; 13,14) i fluidkommunikasjon med rørledningen (104), hvor de to settene er i parallell med hverandre, hvert sett av SSV (11,12; 13,14) har to SSV i serie, hvor utløpet til det andre sett av SSV (11,12; 13,14) er koplet til utløpet til det første sett av SSV (11,12; 13,14)), slik at utløpene til begge settene av SSV fortsetter gjennom et felles utløpsrør (2), der SSV (11,12;13,14) er operativ som respons på signaler fra en sikkerhetslogikkinnretning (31), - å flytte det første sett av SSV (11,12;13,14) fra en åpen posisjon til en lukket posisjon for en tett avstengningssikkerhetstest mens det andre sett av SSV (11,12; 13,14) er åpne som en strømningsledning for rørledningen (104), og - å aktivere et alarmsignal dersom det første sett av SSV (11,12; 13,14) ikke opprettholder trykket i rørledningen mellom SSV (11,12; 13,14) ved eller under en forhåndsbestemt terskelverdi.
19. Fremgangsmåte i samsvar med krav 18,karakterisert vedat minst én trykkregistrerende sender (54,55) plassert mellom nevnte lukkede SSV (11,12; 13,14) sender et signal til sikkerhetslogikkinnretningen (31) som korresponderer med trykket til fluid i rørledningen mellom de to lukkede ventilene (11,12;13,14).
20. Fremgangsmåte i samsvar med krav 18,karakterisert vedå omfatte lufting av det trykksatte fluid mellom nevnte lukkede SSV (11,12;13,14) ved begynnelsen av sikkerhetstesten.
21. Fremgangsmåte i samsvar med krav 18,karakterisert vedå omfatte registrering av fluidtrykket i seksjonen av rørledningen mellom hvert sett SSV (11,12; 13,14) før og under sikkerhetsavstengningstesten av ventilene.
22. Fremgangsmåte i samsvar med krav 21,karakterisert vedå omfatte frembringelse av en fremvisning av de registrerte trykknivåene.
23. Fremgangsmåte i samsvar med krav 18,karakterisert vedat det andre sett av SSV (11,12; 13,14) blir værende åpen mens det første sett av SSV (11,12; 13,14) returneres til fullt åpen posisjon.
24. Fremgangsmåte i samsvar med krav 23,karakterisert vedat en alarm aktiveres dersom det første sett av SSV (11,12; 13,14) ikke åpnes fullt.
25. Fremgangsmåte i samsvar med krav 18,karakterisert vedå omfatte: - å utstyre hvert av de to settene av overflatesikkerhetsventiler (SSV) (11,12; 13,14) med en luftekontrollventil (VCV) (41,42), og - åpning av VCV (41,42) koplet til det første sett av SSV (11,12; 13,14) for en forhåndsbestemt tidsperiode når det første sett av SSV (11,12; 13,14) er lukket, for å opprettholde trykket i rørledningen mellom nevnte SSV (11,12; 13,14) ved eller under en forhåndsbestemt terskelverdi.
26. Fremgangsmåte i samsvar med krav 23,karakterisert vedvidere å omfatte: - å bevege det første sett av SSV (11,12; 13,14) til den åpne posisjonen, - å bevege det andre sett av SSV (11,12; 13,14) til den lukkede posisjonen, - å måle trykket mellom nevnte SSV (11,12; 13,14) til det andre settet av SSV for en forhåndsbestemt tidsperiode, og - å aktivere et alarmsignal dersom det andre sett av SSV (11,12; 13,14) ikke opprettholder trykket i den mellomliggende rørledningen ved eller under et forhåndsbestemt nivå.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/648,312 US7905251B2 (en) | 2006-12-29 | 2006-12-29 | Method for wellhead high integrity protection system |
PCT/US2007/024924 WO2008085239A1 (en) | 2006-12-29 | 2007-12-03 | Apparatus and method for wellhead high integrity protection system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20092640L NO20092640L (no) | 2009-09-24 |
NO338712B1 true NO338712B1 (no) | 2016-10-03 |
Family
ID=39582068
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20092640A NO338712B1 (no) | 2006-12-29 | 2009-07-10 | Anordning og fremgangsmåte for beskyttelse av et brønnhode |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7905251B2 (no) |
EP (1) | EP2122230B1 (no) |
CN (1) | CN101657670B (no) |
BR (1) | BRPI0719640B1 (no) |
CA (2) | CA2674135C (no) |
EA (1) | EA014265B1 (no) |
MX (1) | MX2009007069A (no) |
NO (1) | NO338712B1 (no) |
WO (1) | WO2008085239A1 (no) |
Families Citing this family (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20110133942A1 (en) * | 2006-12-29 | 2011-06-09 | Flanders Patrick S | Apparatus and method for clustered wellhead high integrity protection system |
US7823640B2 (en) * | 2007-10-23 | 2010-11-02 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead flowline protection and testing system with ESP speed controller and emergency isolation valve |
EA024606B1 (ru) * | 2010-10-21 | 2016-10-31 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Система защиты и испытания магистрального трубопровода группы устьев скважин с регулятором скорости эпн и аварийным запорным клапаном |
MX2013006829A (es) * | 2010-12-17 | 2014-01-31 | Saudi Arabian Oil Co | Aparato y metodo para sistema de protección de alta integración para cabeza de pozo obturada. |
EP2666096A4 (en) * | 2011-01-19 | 2017-08-02 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead hips with automatic testing and self-diagnostics |
US8893803B1 (en) * | 2011-07-15 | 2014-11-25 | Trendsetter Engineering, Inc. | Safety relief valve system for use with subsea piping and process for preventing overpressures from affecting the subsea piping |
CN103090188B (zh) * | 2011-11-01 | 2015-06-17 | 中煤能源黑龙江煤化工有限公司 | 一种液氧系统 |
EP2592318B1 (en) * | 2011-11-08 | 2014-10-22 | Vetco Gray Controls Limited | Pipeline protection systems |
US8947242B2 (en) | 2011-12-15 | 2015-02-03 | Honeywell International Inc. | Gas valve with valve leakage test |
US9846440B2 (en) | 2011-12-15 | 2017-12-19 | Honeywell International Inc. | Valve controller configured to estimate fuel comsumption |
US9557059B2 (en) | 2011-12-15 | 2017-01-31 | Honeywell International Inc | Gas valve with communication link |
US8905063B2 (en) | 2011-12-15 | 2014-12-09 | Honeywell International Inc. | Gas valve with fuel rate monitor |
US9851103B2 (en) | 2011-12-15 | 2017-12-26 | Honeywell International Inc. | Gas valve with overpressure diagnostics |
US9995486B2 (en) | 2011-12-15 | 2018-06-12 | Honeywell International Inc. | Gas valve with high/low gas pressure detection |
US8839815B2 (en) | 2011-12-15 | 2014-09-23 | Honeywell International Inc. | Gas valve with electronic cycle counter |
US9835265B2 (en) | 2011-12-15 | 2017-12-05 | Honeywell International Inc. | Valve with actuator diagnostics |
US9074770B2 (en) | 2011-12-15 | 2015-07-07 | Honeywell International Inc. | Gas valve with electronic valve proving system |
US8899264B2 (en) | 2011-12-15 | 2014-12-02 | Honeywell International Inc. | Gas valve with electronic proof of closure system |
AU2012368316A1 (en) * | 2012-01-31 | 2014-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor conditioning apparatus, systems, and methods |
US8967271B2 (en) | 2012-06-07 | 2015-03-03 | Kellogg Brown & Root Llc | Subsea overpressure relief device |
US10422531B2 (en) | 2012-09-15 | 2019-09-24 | Honeywell International Inc. | System and approach for controlling a combustion chamber |
US9234661B2 (en) | 2012-09-15 | 2016-01-12 | Honeywell International Inc. | Burner control system |
EP2868970B1 (en) | 2013-10-29 | 2020-04-22 | Honeywell Technologies Sarl | Regulating device |
US10024439B2 (en) | 2013-12-16 | 2018-07-17 | Honeywell International Inc. | Valve over-travel mechanism |
US9719610B2 (en) | 2014-04-07 | 2017-08-01 | Dresser, Inc. | Method for detecting an operating condition on a valve assembly and implementation thereof |
US20150321846A1 (en) | 2014-05-08 | 2015-11-12 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Hydrogen cavern pad gas management |
US20150361748A1 (en) * | 2014-06-12 | 2015-12-17 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | High pressure gas storage |
US20150361749A1 (en) * | 2014-06-12 | 2015-12-17 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | High pressure gas storage |
US9841122B2 (en) | 2014-09-09 | 2017-12-12 | Honeywell International Inc. | Gas valve with electronic valve proving system |
US9645584B2 (en) | 2014-09-17 | 2017-05-09 | Honeywell International Inc. | Gas valve with electronic health monitoring |
JP6282214B2 (ja) * | 2014-11-07 | 2018-02-21 | 愛三工業株式会社 | 燃料供給ユニット |
US20160138143A1 (en) | 2014-11-18 | 2016-05-19 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Materials of construction for use in high pressure hydrogen storage in a salt cavern |
US10386005B2 (en) * | 2015-01-14 | 2019-08-20 | Saudi Arabian Oil Company | Self-contained, fully mechanical, 1 out of 2 flowline protection system |
US9573762B2 (en) | 2015-06-05 | 2017-02-21 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Cavern pressure management |
US9482654B1 (en) | 2015-11-17 | 2016-11-01 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Use of multiple storage caverns for product impurity control |
US9365349B1 (en) | 2015-11-17 | 2016-06-14 | Air Liquide Large Industries U.S. Lp | Use of multiple storage caverns for product impurity control |
GB2545197B (en) * | 2015-12-08 | 2019-02-20 | Aker Solutions As | Workover safety system |
NO342043B1 (en) | 2015-12-08 | 2018-03-19 | Aker Solutions As | Workover Safety System |
US10503181B2 (en) | 2016-01-13 | 2019-12-10 | Honeywell International Inc. | Pressure regulator |
GB2547675A (en) * | 2016-02-25 | 2017-08-30 | Ge Oil & Gas Uk Ltd | Subsea high integrity pipeline protection system with bypass |
US10753852B2 (en) | 2016-05-10 | 2020-08-25 | Saudi Arabian Oil Company | Smart high integrity protection system |
US10234840B2 (en) | 2016-09-08 | 2019-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Emergency shutdown system for dynamic and high integrity operations |
US10564062B2 (en) | 2016-10-19 | 2020-02-18 | Honeywell International Inc. | Human-machine interface for gas valve |
US20180156004A1 (en) * | 2016-12-02 | 2018-06-07 | Onesubsea Ip Uk Limited | Integrated well system asset and high integrity pressure protection |
US11261726B2 (en) | 2017-02-24 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Safety integrity level (SIL) 3 high-integrity protection system (HIPS) fully-functional test configuration for hydrocarbon (gas) production systems |
US10570712B2 (en) * | 2017-04-17 | 2020-02-25 | Saudi Arabian Oil Company | Protecting a hydrocarbon fluid piping system |
US10648621B2 (en) | 2017-07-26 | 2020-05-12 | John B. King | Trapped gas transfer and metering system |
WO2019126487A1 (en) * | 2017-12-22 | 2019-06-27 | National Oilwell Varco, L.P. | Overpressure protection apparatus for use in well stimulation systems |
US11073281B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-07-27 | Honeywell International Inc. | Closed-loop programming and control of a combustion appliance |
US10663988B2 (en) * | 2018-03-26 | 2020-05-26 | Saudi Arabian Oil Company | High integrity protection system for hydrocarbon flow lines |
US11022986B2 (en) * | 2018-05-07 | 2021-06-01 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange |
US10697815B2 (en) | 2018-06-09 | 2020-06-30 | Honeywell International Inc. | System and methods for mitigating condensation in a sensor module |
CN109340577B (zh) * | 2018-11-27 | 2024-07-05 | 彭金富 | 自供电智能调压系统及其调压方法以及管道网络通讯系统 |
CN110029971B (zh) * | 2019-04-15 | 2023-08-08 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种泡沫辅助减氧空气驱配气阀组及工艺方法 |
CN110029972B (zh) * | 2019-04-15 | 2023-08-08 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种泡沫辅助减氧空气驱配注阀组及工艺方法 |
US11248749B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-02-15 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange/transmix |
US11378567B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-07-05 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange/transmix |
US11378233B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-07-05 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange/transmix |
US11320095B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-05-03 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange/transmix |
US11385216B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-07-12 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange/transmix |
US11391417B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-07-19 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange/transmix |
US11378234B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-07-05 | Phillips 66 Company | Pipeline interchange/transmix |
US11078755B2 (en) | 2019-06-11 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | HIPS proof testing in offshore or onshore applications |
US11577184B2 (en) | 2020-01-06 | 2023-02-14 | Enercorp Engineered Solutions Inc. | Sand separation control system and method |
CN111535771B (zh) * | 2020-05-11 | 2022-04-26 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 防喷器紧急关闭控制系统 |
US11459851B2 (en) * | 2020-08-25 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Relieving high annulus pressure using automatic pressure relief system |
US11692434B2 (en) * | 2021-03-30 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Remote wellhead integrity and sub-surface safety valve test |
US20220342412A1 (en) * | 2021-04-26 | 2022-10-27 | Saudi Arabian Oil Company | Instant power failure detection method and apparatus to discard power failure as case scenario in flare systems design |
CN113863901B (zh) * | 2021-08-10 | 2023-11-28 | 海洋石油工程股份有限公司 | 一种水下高完整性压力保护装置功能回路搭建方法 |
US11708736B1 (en) | 2022-01-31 | 2023-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting wellhead gate valve by water jetting |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4848393A (en) * | 1986-06-27 | 1989-07-18 | West Robert E | Fault tolerant fluid flow apparatus |
WO2003106888A1 (en) * | 2002-06-13 | 2003-12-24 | Alpha Thames Ltd | Pressure protection system |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1246803A (en) * | 1916-03-28 | 1917-11-13 | Giuseppi Doti | Beer-pipe cleaner. |
US4305734A (en) * | 1979-09-19 | 1981-12-15 | Mcgill Incorporated | Recovery of hydrocarbon components from a hydrocarbon-carrier gas mixture |
DE3306371A1 (de) * | 1983-02-24 | 1984-08-30 | Bergwerksverband Gmbh, 4300 Essen | Verfahren zur erzeugung eines methanreichen gasgemisches, insbesondere aus grubengas |
AU571615B2 (en) * | 1983-12-15 | 1988-04-21 | Bergwerksverband Gmbh | Pressure swing adsorbtion of highly adsorbable components |
GB9418187D0 (en) * | 1994-09-09 | 1994-10-26 | British Gas Plc | Fluid pressure reduction |
US6090294A (en) * | 1995-06-23 | 2000-07-18 | Ajt & Associates, Inc. | Apparatus for the purification of water and method therefor |
US6739804B1 (en) * | 1999-04-21 | 2004-05-25 | Ope, Inc. | SCR top connector |
GB2372087A (en) * | 2001-02-07 | 2002-08-14 | Drallim Ltd | Testing an emergency valve |
US6862547B2 (en) * | 2001-04-05 | 2005-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Control device test system with a remote switch activation |
US7621293B2 (en) * | 2001-04-05 | 2009-11-24 | Fisher Controls International Llc | Versatile emergency shutdown device controller implementing a pneumatic test for a system instrument device |
KR100970848B1 (ko) * | 2001-11-01 | 2010-07-16 | 쉘 인터내셔날 리써취 마트샤피지 비.브이. | 과압 보호 시스템 |
US7451605B2 (en) * | 2001-12-19 | 2008-11-18 | Conversion Gas Imports, L.P. | LNG receiving terminal that primarily uses compensated salt cavern storage and method of use |
US7504961B2 (en) * | 2005-03-31 | 2009-03-17 | Saudi Arabian Oil Company | Emergency isolation valve controller with integral fault indicator |
US7478012B2 (en) * | 2006-06-30 | 2009-01-13 | Fisher Controls International Llc | Computerized evaluation of valve signature graphs |
-
2006
- 2006-12-29 US US11/648,312 patent/US7905251B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-12-03 CA CA 2674135 patent/CA2674135C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-03 WO PCT/US2007/024924 patent/WO2008085239A1/en active Application Filing
- 2007-12-03 CN CN200780051933.1A patent/CN101657670B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-03 BR BRPI0719640A patent/BRPI0719640B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-12-03 EP EP20070862558 patent/EP2122230B1/en not_active Not-in-force
- 2007-12-03 CA CA 2756050 patent/CA2756050C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-03 EA EA200900901A patent/EA014265B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-12-03 MX MX2009007069A patent/MX2009007069A/es active IP Right Grant
-
2009
- 2009-07-10 NO NO20092640A patent/NO338712B1/no not_active IP Right Cessation
-
2010
- 2010-11-15 US US12/945,990 patent/US8327874B2/en active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4848393A (en) * | 1986-06-27 | 1989-07-18 | West Robert E | Fault tolerant fluid flow apparatus |
WO2003106888A1 (en) * | 2002-06-13 | 2003-12-24 | Alpha Thames Ltd | Pressure protection system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA200900901A1 (ru) | 2009-12-30 |
EP2122230A4 (en) | 2010-12-08 |
CN101657670B (zh) | 2014-02-05 |
US20110056572A1 (en) | 2011-03-10 |
US20080156077A1 (en) | 2008-07-03 |
CA2674135C (en) | 2012-02-07 |
BRPI0719640B1 (pt) | 2018-08-28 |
US8327874B2 (en) | 2012-12-11 |
US7905251B2 (en) | 2011-03-15 |
NO20092640L (no) | 2009-09-24 |
WO2008085239A1 (en) | 2008-07-17 |
EP2122230A1 (en) | 2009-11-25 |
EP2122230B1 (en) | 2012-05-30 |
CA2756050C (en) | 2013-11-05 |
MX2009007069A (es) | 2009-08-31 |
CN101657670A (zh) | 2010-02-24 |
BRPI0719640A2 (pt) | 2013-12-17 |
CA2756050A1 (en) | 2008-07-17 |
EA014265B1 (ru) | 2010-10-29 |
CA2674135A1 (en) | 2008-07-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO338712B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for beskyttelse av et brønnhode | |
US8725434B2 (en) | Wellhead hips with automatic testing and self-diagnostics | |
US11175683B2 (en) | High integrity protection system for hydrocarbon flow lines | |
JP4850970B2 (ja) | 付加的な噴出防止装置の制御リダンダンシーを提供するシステムおよび方法 | |
KR100970848B1 (ko) | 과압 보호 시스템 | |
EP3245439B1 (en) | Self-contained, fully mechanical, 1 out of 2 flowline protection system | |
EA015299B1 (ru) | Защита устьевого трубопровода и испытательная система с автоматическим регулятором скорости внутрискважинного электрического погружного насоса и предохранительным отсечным клапаном | |
NO339846B1 (no) | Beskyttelsessystem for rørledning | |
US20110133942A1 (en) | Apparatus and method for clustered wellhead high integrity protection system | |
US20190294183A1 (en) | High integrity protection system for hydrocarbon flow lines | |
CA2823258C (en) | Wellhead hips with automatic testing and self-diagnostics | |
NO340406B1 (no) | Dobbeltvirkende sluseventil med flere aktiveringsmodi | |
CA2822052A1 (en) | Apparatus and method for clustered wellhead high integrity protection system | |
Brown et al. | Reliability Analysis Of Subsea Control Pod |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |