RU1794180C - Система управлени перекрытием газовых скважин - Google Patents

Abstract

Использование: защита технологического оборудовани  на гаэоконденсатных и газовых месторождени х при аварийном гидратообразовании на устье газовых скважин . Система содержит дистанционно-управл емые запорные элементы с полост ми управлени  и лини ми подачи ингибитора, распределительный и обратный клапаны и дополнительную полость управлени , сообщенную с первой полостью, дроссельным элементом, обеспечивающим посто нный перепад между полост ми управлени . 1 ил,

Description

Изобретение относитс  к технике автоматического управлени  и регулировани  технологическими процессами, может быть использовано на газоконденсатных и газовых месторождени х в системах защиты технологического оборудовани .

Известна система (авт.св. кл. F 17 D 1/00, 1989), выбранна  в качестве прототипа, содержаща  кусты газовых скважин, подключенные к шлейфам с установленными в них дистанционно управл емыми запорными элементами с полост ми управлени , и линии подачи ингибитора насосом от емкости к устью скважины, причем система снабжена распределительным и обратным клапанами, установленными после довательно по ходу потока ингибитора на линии подачи, при этом последн   дополнительно подключена к полости управлени  запорного элемента между клапанами.

Недостатком системы  вл етс  ее низка  надежность, обусловленна  тем, что при необходимости ввода ингибитора гидратообразовани  на устье газовых скважин дл  разложени  образовавшихс  гидратов открывают распределительный клапан и ингибитор по линии подачи поступает одновременно как на устье газовых скважин, так и в полость управлени  дистанционно-управл емого запорного элемента, открыва  запорный элемент и проход газу из загидра- ченных скважин в шлейф куста, тем самым ускор   процесс гидратообразовани  на устье скважин.

На газоконденсатных месторождени х Крайнего Севера и сероводородсодержа- щих газоконденсатных месторождени х при определенных услови х, характеризуемых составом газа, давлением, температурой , насыщением газа парами воды и другими, процесс гидратообразовани  на устье скважин происходит наиболее интенсивно; поэтому перед открытием дистанционно-управл емого запорного элемента дл  прохода газа из скважин в шлейф куста, необходимо сначала ввести ингибитор гидратообразовани  (коррозии) на устье газовых скважин куста дл  разложени  образовавшихс  гидратов, а уже потом открыть шлейф дл  прохода газа из скважин с одновременным вводом ингибитора дл 

со

с

34

00 О

W

предотвращени  гидрэтообразовани  в шлейфе.

Цель изобретени  - повышение надежности срабатывани  системы при аварийном гидратообрззовании на устье газовых скважин.

Сущность изобретени  заключаетс  в том, что система управлени  перекрытием газовых скважин, содержаща  дистанционно-управл емые запорные элементы, каждый из которых имеет полость управлени , линии подачи ингибитора, распределительный и обратный клапаны, установленные последовательно по ходу потока ингибитора на линии подачи, при этом система снабжена регулируемыми дроссел ми, каждый дистанционно-управл емый запорный элемент выполнен с дополнительной полостью управлени , причем лини  подачи ингибитора гидравлически св зана с дополнительной полостью управлени  через регулируемый дроссель..

На чертеже изображено схема системы управлени  перекрытием газовых скважин.

Система управлени  содержит кусты газовых скважин 1, подключенные к шлейфам 2 с установленными в них дистанционно-управл емыми запорными элементами 3, каждый из которых имеет полость управлени  4, и линии 5 подачи ингибитора гидратообразовани  (коррозии) насосом 6 от емкости 7 к устью скважин 1. Система управлени  снабжена распределительным 8 и обратным 9 клапанами, установленными последовательно по ходу потока ингибитора на линии подачи, при этом система снабжена регулируемыми дроссел ми 10, а каждый дистанционно-управл емый запорный элемент 3 выполнен с дополнительной 11 полостью управлени , причем лини  5 подачи ингибитора гидравлически св зана с дополнительной 11 полостью управлени  через регулируемый дроссель 10.

Система работает следующим образом.

Ингибитор из емкости 7 насосом 6 подаетс  по лини м 5 подачи ингибитора на распределительный клапан 8.

При необходимости ввода ингибитора гидратообразовани  (коррозии) на устье газовых скважин 1 соответствующего куста дл  разложени  образовавшихс  гидратов открывают соответствующий распределительный клапан 8 и ингибитор по линии 5 подачи с расходом, например, Q2, обеспечивающим разложение образовавшихс  гидратов, поступает в полость управлени  4 и через регулируемый дроссель 10 в дополнительную 11 полость управлени  и на устье газовых скважин 1 куста, обеспечива  разложение образовавшихс  гидратов. При

этом регулируемый дроссель 10 обеспечивает такой заданный перепад давлени  между полостью управлени  4 и дополнительной 11 полостью управлени , при котором усилие, развиваемое в полости управлени  4 недостаточно дл  открыти  запорного элемента 3. Таким образом, запорный элемент 3 остаетс  закрытым, перекрыва  проход газу из загидраченных

скважин 1 в шлейф 2 куста, тем самым, ускор   процесс разложени  гидратов на устье скважин 1.

При необходимости открыти  скважин 1

соответствующего куста отрывают соответствующий распределительный клапан 8 и ингибитор по линии 5 подачи с расходом, например, Q обеспечивающим предотвращение гидратообразовани  в шлейфе 2, поступает в полость управлени  4 и через регулируемый дроссель 10 в дополнительную 11 полость управлени  и на устье газовых скважин 1 куста дл  предотвращени  гидратообразовани . При этом, поскольку

расход транспортируемой среды - ингибитора пропорционален скорости движени  ингибитора, а квадрат скорости движени  ингибитора, в свою очередь, пропорционален потере напора на регулируемом дросселе 10, то при расходе ингибитора Q перепад давлени  на регулируемом дросселе 10, а следовательно и между полостью управлени  4 и дополнительной 11 полостью управлени  возрастает в четыре раза по

сравнению с расходом Q2, и усилие, развиваемое в полости управлени  4, обеспечит открытие запорного элемента 3, открыва  проход газу из скважин 1 в шлейф 2 куста. Одновременно через обратный клапан 9 ингибитор поступает на устье газовых скважин 1 куста дл  предотвращени  гидратообразовани .. . При необходимости закрыти  скважин 1 куста закрывают распределительный клапан 8 и ингибитор из полости управлени  4 и дополнительной 11 полости управлени  дистанционно-управл емого запорного элемента 3 поступает в емкость 7, при этом запорный элемент 3 закрываетс , прекраща  подачу таза из скважин 1 куста в шлейф 2. Одновременно обратный клапан 9 из-за отсутстви  давлени  в линии 5 подачи ингибитора закрываетс , предотвраща  возможность обратного потока газа из скважин 1

куста в линию 5 подачи ингибитора и в полость управлени  4 и дополнительную 11 полость управлени  дистанционно-управл емого запорного элемента 3.

Технико-экономическое преимущество системы управлени  перекрытием газовых

скважин заключаетс  в повышении надежности срабатывани  системы при аварийном гидратообразовании на устье газовых скважин.

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   Система управлени  перекрытием газо- вых скважин, содержаща  дистанционно управл емые запорные элементы, каждый из которых имеет полость управлени , линии подачи ингибитора, распределительный и обратный клапаны, установленные последовательно по ходу потока ингибитора на линии подачи, отличающа с 

   тем, что, с целью повышени  надежности срабатывани  системы при аварийном гидратообразовании на устье газовых скважин, она снабжена регулируемыми дроссел ми, каждый дистанционно управл емый запорный элемент. выполнен с дополнительной полостью управлени , причем лини  подачи ингибитора гидравлически св зана с дополнительной полостью управлени  через регулируемый дроссель.