RU2365738C1 - Oil and gas well - Google Patents
Oil and gas well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2365738C1 RU2365738C1 RU2008119659/03A RU2008119659A RU2365738C1 RU 2365738 C1 RU2365738 C1 RU 2365738C1 RU 2008119659/03 A RU2008119659/03 A RU 2008119659/03A RU 2008119659 A RU2008119659 A RU 2008119659A RU 2365738 C1 RU2365738 C1 RU 2365738C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- control
- valve
- pressure
- line
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазовой отрасли, в частности к области разработки нефтегазовых месторождений и может быть использовано для дистанционного, автоматического и ручного управления исполнительными механизмами запорных органов нефтегазовой скважины.The invention relates to the mining industry, and in particular to the oil and gas industry, in particular to the field of development of oil and gas fields and can be used for remote, automatic and manual control of actuators of shut-off elements of an oil and gas well.
Из предшествующего уровня техники известно устройство для управления скважинными отсекателями группы скважин, содержащее пневмогидравлический блок, соединенный нагнетательными и разгрузочными линиями с гидравлическими блоками по количеству скважин, причем один блок содержит редуктор, реле, насос, бак, распределитель, предохранительный клапан, другой блок содержит два вентиля, дроссель, первый разделительный клапан и третий вентиль, а также устройство имеет второй разделительный клапан и третий вентиль. (SU 1535970, Е21В 34/16, 47/10, 15.01.1990).A prior art device for controlling borehole cutoffs of a group of wells, comprising a pneumohydraulic unit connected by injection and discharge lines to hydraulic units by the number of wells, one unit comprising a gearbox, relay, pump, tank, distributor, safety valve, and the other unit contains two a valve, a throttle valve, a first isolation valve and a third valve, and the device also has a second isolation valve and a third valve. (SU 1535970, Е21В 34/16, 47/10, 01/15/1990).
Также известна гидравлическая система управления подводным устьевым оборудованием, содержащая гидравлические исполнительные механизмы, связанные основной и дополнительными напорными магистралями, магистрали управления, электромагнитные распределители и обратные клапаны, а также оборудована установленными на входе распределителей запорными электромагнитными клапанами, дополнительным обратным клапаном и дополнительным распределителем, который расположен на входе запорных клапанов на основной напорной магистрали с возможностью соединения последней со сливом, причем дополнительный обратный клапан размещен параллельно гидрораспределителям и запорным клапанам и соединен своим входом с гидравлическим исполнительным механизмом, а выходом - с входом запорного клапана, при этом основная и дополнительная магистрали соединены между собой перепускным клапаном, магистраль управления которого связана с основной магистралью. (SU 1752930, Е21В 33/035, 04.08.1992).A hydraulic control system for underwater wellhead equipment is also known, containing hydraulic actuators connected by the main and additional pressure lines, control lines, electromagnetic valves and check valves, and is also equipped with shut-off electromagnetic valves installed at the inlet of the valves, an additional check valve and an additional valve, which is located at the entrance of shut-off valves on the main pressure line with the possibility of the latter is connected to the drain, the additional non-return valve being placed parallel to the directional control valves and shut-off valves and connected by its inlet to the hydraulic actuator and the output to the inlet of the shut-off valve, while the main and secondary lines are interconnected by a relief valve, the control line of which is connected to the main the highway. (SU 1752930, ЕВВ 33/035, 08/04/1992).
Также из уровня техники известен комплекс оборудования для управления устьевой фонтанной арматурой подводных скважин, включающий основную напорную магистраль, дополнительные напорные магистрали, соединенные с гидравлическими исполнительными механизмами через основные и дополнительные гидрораспределители, магистрали управления, гидроаккумуляторы, соединенные с основными и дополнительными напорными магистралями, реле давления и обратные клапаны, а также снабженный узлом повышения давления с камерами низкого и высокого давления, при этом магистрали соединены с камерами низкого давления и с основной напорной магистралью через дополнительный гидрораспределитель, а дополнительные напорные магистрали соединены с камерами высокого давления и с основной напорной магистралью через обратные клапаны, причем на участке дополнительной напорной магистрали между обратным клапаном и дополнительным гидроаккумулятором параллельно установлены реле давления, связанные с дополнительным гидрораспределителем. (См. SU 1733625, Е21В 43/01, 15.05.1992).Also known from the prior art is a set of equipment for controlling wellhead gushing and reinforcement of subsea wells, including a main pressure line, additional pressure lines connected to hydraulic actuators through the main and additional valves, control lines, accumulators connected to the main and additional pressure lines, pressure switches and non-return valves, as well as equipped with a pressure boosting unit with low and high pressure chambers, and this line is connected to the low pressure chambers and to the main pressure line through an additional valve, and the additional pressure line is connected to the high pressure chambers and to the main pressure line through the check valves, and in the section of the additional pressure line between the check valve and the additional accumulator, the relays are installed in parallel pressure associated with an additional directional control valve. (See SU 1733625, ЕВВ 43/01, 05/15/1992).
К недостаткам известных технических решений относится их относительно низкая надежность, не обеспечивающая необходимого уровня безаварийной эксплуатации нефтегазовых скважин, вследствие частичного или полного отсутствия необходимого поливариантного дублирования систем, инициирующих быстрое автоматическое отключение подачи добываемого флюида, а также повышающих надежность защиты скважин и предотвращение на ранних стадиях возможных аварийных ситуаций путем управляемого дистанционного или ручного отключения скважин. Кроме того, недостаточная надежность известных устройств и систем управления скважинами обусловлена отсутствием или сложным и малофункциональным решением механизмов и систем логически последовательного закрытия запорных органов скважины, в том числе в экстренных ситуациях. К другим недостаткам известных устройств управления скважинами относятся нерешенность или недостаточная обеспеченность бесперебойной работы скважины при отключении, в том числе на длительный срок, подачи электроэнергии к механизмам и приводам скважины, или обеспечения, по меньшей мере, одноразового включения всех механизмов, необходимых для возобновления работы скважины после ее отключения.The disadvantages of the known technical solutions include their relatively low reliability, which does not provide the necessary level of trouble-free operation of oil and gas wells, due to a partial or complete absence of the necessary multivariate duplication of systems that initiate a quick automatic shutdown of the produced fluid supply, as well as increasing the reliability of well protection and preventing the early stages of possible emergency situations by controlled remote or manual shutdown of wells. In addition, the lack of reliability of well-known devices and systems for well management is due to the absence or complex and low-functional solution of mechanisms and systems for logically sequential closing of the shut-off organs of the well, including in emergency situations. Other disadvantages of the known well control devices include the unresolved or insufficient provision for uninterrupted operation of the well during shutdown, including for a long period, of power supply to the mechanisms and actuators of the well, or the provision of at least a one-time inclusion of all mechanisms necessary to resume well operation after turning it off.
Задача настоящего изобретения заключается в повышении надежности и безаварийной эксплуатации нефтегазовой скважины, снижении себестоимости добычи нефти и газа и достижении большей простоты управления технологическими процессами.The objective of the present invention is to increase the reliability and trouble-free operation of an oil and gas well, reduce the cost of oil and gas production and achieve greater ease of process control.
Поставленная задача решается за счет того, что нефтегазовая скважина согласно изобретению содержит эксплуатационную колонну с колонной насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием, содержащим, по меньшей мере, эксплуатационный пакер, циркуляционный и срезной клапаны, а также выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием, имеющим колонную головку, трубную головку, на которой установлена смонтированная в виде елки фонтанная арматура, включающая запорные органы - надкоренную и боковую задвижки с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней регулирующий дебит скважины дроссельный клапан, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля низкого и высокого давления, при этом скважина подключена к станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем, включающей насосно-аккумуляторную установку и, по меньшей мере, один на скважину блок управления, причем насосно-аккумуляторная установка включает насосную группу, оснащенную для первой и второй климатических зон, предпочтительно не менее чем двумя параллельно подключенными насосами высокого давления, один из которых выполнен дублирующим, и сообщенный с насосной группой по рабочему телу линией высокого давления силовой функциональный пневмогидроаккумулятор высокого давления, а блок управления включает запитанные от упомянутой линии высокого давления через регуляторы давления понижающие функциональное давление до необходимого силовые линии функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана, клапана-отсекателя, и управляющую их работой через систему ступенчатого по времени замедления прохождения команд, по меньшей мере, на закрытие скважины в логической последовательности - боковая задвижка - надкоренная задвижка - клапан-отсекатель линию логического управления, сообщенную с плавкой вставкой и клапаном контроля низкого и высокого давления и оснащенную с возможностью дублирования прохождения команд на закрытие скважины гидравлическими распределительными клапанами, один из которых передает в линию логического управления команду на закрытие скважины от плавкой вставки, другой - от клапана контроля низкого и высокого давления, а, по меньшей мере, два других - соответственно от дистанционного и ручного управления, при этом упомянутая система замедления включает установленные на участках взаимодействия линии логического управления с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами надкоренной задвижки и клапана-отсекателя замедлители, включающие управляющий пневмогидроаккумулятор и дроссель, обеспечивающие различное по времени срабатывание на закрытие скважины, причем силовой функциональный пневмогидроаккумулятор выполнен, преимущественно, модульно-секционным.The problem is solved due to the fact that the oil and gas well according to the invention contains a production string with a tubing string with underground production equipment containing at least a production packer, circulation and shear valves, as well as a shut-off valve with an actuator remote control, wellhead with wellhead equipment having a column head, a pipe head on which a fountain arm mounted as a Christmas tree is installed the tour, which includes locking elements - above-the-root and lateral valves with actuators, as well as a throttle valve made with an actuator adjacent to the last regulating well flow rate, and control and control organs - a fusible insert and a low and high pressure control valve, while the well is connected to a control station for shut-off bodies, a throttle valve and a shut-off valve, including a pump-storage unit and at least one control unit per well, the pump but-accumulator installation includes a pump group, equipped for the first and second climatic zones, preferably at least two parallel-connected high pressure pumps, one of which is duplicated, and a high-pressure power functional pneumatic accumulator connected to the pump group through the working fluid, and the control unit includes powered from the aforementioned high pressure line through pressure regulators reducing the functional pressure to the required power lines and functional control of the actuators of the locking elements, throttle valve, shut-off valve, and controlling their operation through a system of time-delayed passage of commands, at least to close the well in a logical sequence - lateral gate valve - over-the-gate valve - gate valve-shutter logical line control connected with a fusible insert and a low and high pressure control valve and equipped with the ability to duplicate the passage of commands to close the hydra well emergency distribution valves, one of which sends to the logical control line a command to close the well from the fusible plug, the other from the control valve low and high pressure, and at least the other two from remote and manual control, respectively, while the said system deceleration includes installed on the areas of interaction of the logical control line with the power lines of the functional control of the actuators of the root valve and the shut-off valve and comprising a hydropneumatic accumulator and a throttle control, for providing various operation time for closing the well, wherein the power function hydropneumatic accumulator formed advantageously module-sectioned.
При этом нефтегазовая скважина может содержать в составе подземного эксплуатационного оборудования, по меньшей мере, один ингибиторный клапан.In this case, the oil and gas well may contain at least one inhibitor valve as part of the underground production equipment.
Колонна насосно-компрессорных труб может быть снабжена, по меньшей мере, одним разъединителем колонны.The tubing string may be provided with at least one string disconnector.
Насосно-аккумуляторная установка может быть снабжена баком с рабочим телом, преимущественно, в виде жидкости.The pump-accumulator installation can be equipped with a tank with a working fluid, mainly in the form of a liquid.
Станция управления может содержать центральный пульт управления, размещенный на расстоянии от нее и сообщенный с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом, причем станция управления конструктивно выполнена в виде шкафа, в котором смонтированы упомянутые насосно-аккумуляторная установка и блок управления, кроме того, станция снабжена обвязкой в виде упомянутых линий управления, сообщенных по рабочему телу с исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана и клапана-отсекателя.The control station may comprise a central control panel located at a distance from it and communicated with it by a communication line, for example, a fiber optic cable or a radio channel, the control station being structurally made in the form of a cabinet in which the aforementioned pump-storage unit and a control unit are mounted, in addition, the station is equipped with a strapping in the form of the mentioned control lines communicated through the working fluid with the actuators of the locking elements, the throttle valve and the shut-off valve.
В качестве рабочего тела могут использовать жидкость, температурная вязкость и температура замерзания которой определена из климатических условий работы скважины, при этом станция управления, предназначенная для работы в третьей и четвертой климатических зонах, в качестве рабочего тела оснащена, преимущественно, минеральным маслом, а для первой и второй климатических зон в качестве рабочего тела принята жидкость с низкой температурой замерзания, преимущественно, типа силиконовой, например полиметилсилоксановая, а бак для рабочего тела оснащен не менее чем одним индикатором уровня заполнения жидкостью, например визуальным индикатором или датчиком уровня, сообщенным по каналам телемеханики с центральным пультом управления, при этом датчик уровня оборудован системой подачи сигналов о предельно допустимом и критическом уровнях или подсоединен к системе центрального пульта управления, выдающей команды на поддержание уровня жидкости в баке в заданных уровнях, а для первой и второй климатических зон бак рабочего тела снабжен подогревателем жидкости, выполненным в виде змеевика или ТЭНа.A fluid whose temperature viscosity and freezing temperature is determined from the climatic conditions of the well’s operation can be used as a working fluid, while the control station, designed to operate in the third and fourth climatic zones, is equipped primarily with mineral oil as the working fluid, and for the first and in the second climatic zone, a liquid with a low freezing point, mainly silicone type, for example, polymethylsiloxane, and a tank for working and it is equipped with at least one liquid level indicator, for example, a visual indicator or a level sensor communicated via telemechanics channels with a central control panel, while the level sensor is equipped with a signaling system about the maximum permissible and critical levels or is connected to a central control system system issuing commands to maintain the liquid level in the tank at predetermined levels, and for the first and second climatic zones, the working fluid tank is equipped with a fluid heater, made in the form coil or TENA.
В качестве насоса высокого давления могут использовать, преимущественно, электронасос, предпочтительно, аксиально-поршневой с асинхронным электродвигателем, причем указанные насосы включены в линию высокого давления через входной и выходной фильтры, предпочтительно, грубой и тонкой очистки соответственно, причем каждый из упомянутых насосов на выходе оснащен предохранительным клапаном давления и смонтирован с возможностью избирательного отключения от линии высокого давления через систему запорных устройств, причем, по крайней мере, установленные на выходе фильтры тонкой очистки снабжены визуальным индикатором и/или электрическим датчиком, сообщенным с центральным пультом управления, при этом насосная группа, снабженная на выходе устройствами запуска или остановки электродвигателей насосов и обратным клапаном, сообщена через последние по линии высокого давления с выполненным модульно-секционным силовым функциональным пневмогидроаккумулятором, состоящим из параллельно подключенных к коллектору модулей и предназначенным для создания необходимого рабочего давления в упомянутых линиях управления, при этом коллектор с пневмогидроаккумулятором сообщен по рабочему телу с линией высокого давления, кроме того упомянутые устройства запуска или остановки электродвигателей насосов, подключенные к линии высокого давлений, выполнены, например, в виде реле давления, либо в виде аналоговых датчиков давления, либо в виде электроконтактных манометров, причем модули упомянутого пневмогидроаккумулятора выполнены с мембранным или, предпочтительно, поршневым разделителем сред, при этом суммарный рабочий объем всех модулей силового функционального пневмогидроаккумулятора принят не менее необходимого для однократного открытия запорных органов скважины, дроссельного клапана и клапана-отсекателя или поддержания рабочего состояния скважины в течение не менее чем одного месяца при отсутствии электроэнергии.As the high pressure pump, it is possible to use mainly an electric pump, preferably an axial piston pump with an asynchronous electric motor, said pumps being connected to the high pressure line through inlet and outlet filters, preferably of coarse and fine filters, respectively, each of which is said to be output equipped with a pressure relief valve and mounted with the ability to selectively disconnect from the high pressure line through a system of locking devices, and at least Fine filters installed at the output are equipped with a visual indicator and / or an electric sensor in communication with the central control panel, while the pump group, equipped with pump start-up or stop devices at the output and a check valve, is communicated through the latter via a high pressure line with a modular design -sectional power functional pneumatic accumulator, consisting of modules connected in parallel to the collector and designed to create the necessary working yes phenomena in the mentioned control lines, while the collector with a pneumatic accumulator is connected via a working fluid with a high pressure line, in addition, the mentioned devices for starting or stopping the pump motors connected to the high pressure line are, for example, made in the form of a pressure switch or in the form of analog sensors pressure, or in the form of electrical contact pressure gauges, the modules of the said pneumatic accumulator are made with a membrane or, preferably, a piston separator media, while the total working bemsya all functional modules of the power received at least hydropneumatic required for single opening hole shutoff organs, the throttle valve and the slam-shut-valve or maintaining the operating state of the well for at least one month in the absence of electricity.
Силовая линия функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя может быть снабжена не менее чем одним мультипликатором давления, выполненным, предпочтительно, продублированным для первой и второй климатических зон, а упомянутые регуляторы давления понижают давление от функционального 10-100 МПа до рабочего 0,5-70 МПа в силовых линиях функционального управления исполнительными механизмами надкоренной, боковой задвижек, дроссельного клапана и в линии логического управления, включающей также линии клапана контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки, причем регулятор давления в силовой линии функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя настроен на подачу рабочего тела в мультипликатор с учетом передаточного числа последнего и требуемого выходного давления рабочего тела не менее 21-70 МПа для последующей подачи и управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя, при этом все перечисленные силовые линии функционального управления снабжены установленными на участках перед исполнительными механизмами предохранительными клапанами давления.The power line for functional control of the actuator of the shut-off valve can be equipped with at least one pressure multiplier, made preferably duplicated for the first and second climatic zones, and the pressure regulators mentioned reduce the pressure from the functional 10-100 MPa to the working 0.5-70 MPa in power lines for functional control of actuators of the root, lateral valves, throttle valve and in the logic control line, which also includes control valve lines high and high pressure and fusible insert, and the pressure regulator in the power line for functional control of the actuator of the shut-off valve is configured to supply the working fluid to the multiplier, taking into account the gear ratio of the last and the required output pressure of the working fluid of at least 21-70 MPa for subsequent supply and control the actuator of the shut-off valve, while all of the listed power lines of the functional control are equipped with installed in areas in front of the actuators redohranitelnymi pressure valves.
Блок управления может содержать систему автоматической защиты скважины, систему дистанционного и систему ручного отключения скважины, причем система автоматической защиты включает подключенные к линии логического управления через упомянутые распределительные клапаны линию плавкой вставки и линию клапана контроля низкого и высокого давления, при этом клапан контроля низкого и высокого давления установлен в зоне, примыкающей к фонтанной арматуре, предпочтительно, на шлейфе, причем линии клапана контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки снабжены реле или датчиками давления с возможностью выдачи сигнала на центральный пульт управления об отключении скважины соответственно по пожару или по причине выхода за пределы диапазона допустимых рабочих давлений, определяемых настройкой клапана контроля низкого и высокого давления.The control unit may comprise an automatic well protection system, a remote control system and a manual shut-off system, the automatic protection system including a fusible line and a low and high pressure control valve line connected to the logical control line via the said control valves, while the low and high pressure control valve pressure is installed in the area adjacent to the fountain, preferably on the loop, and the line valve control low and high pressure and fusible inserts are equipped with relays or pressure sensors with the possibility of issuing a signal to the central control panel about shutting down the well, respectively, in case of fire or because of exceeding the range of permissible operating pressures determined by the setting of the low and high pressure control valve.
Линия логического управления может последовательно соединять по рабочему телу через распределительные клапаны для обеспечения требуемой логической последовательности управления скважиной клапаны-распределители силовых линий функционального управления исполнительными механизмами, в том числе, по крайней мере, клапана-отсекателя, надкоренной задвижки, боковой задвижки с возможностью их допустимого закрытия в определенной, а именно в противоположной указанной, последовательности с регулируемо установленными допустимыми временными интервалами между отключениями каждого из них, для чего на линии логического управления установлены упомянутые управляющие пневмогидроаккумуляторы с возможностью их взаимодействия на сбросе давления каждого со своим дросселем, при этом управляющий пневмогидроаккумулятор на участке взаимодействия с силовой линией функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя настроен на замедление закрытия клапана-отсекателя на время, в 1,5-2 раза превышающее интервал между закрытием надкоренной задвижки и боковой задвижки, составляющий от 10 до 120 с.The logical control line can be sequentially connected through the working fluid through the distribution valves to provide the required logical sequence for controlling the well. The distribution valves of the power lines of the functional control of the actuators, including at least the shut-off valve, root valve, lateral valve with the possibility of their valid closing in a certain, namely in the opposite specified sequence with adjustable admissible temporary the intervals between the shutdowns of each of them, for which the mentioned control pneumatic and hydraulic accumulators are installed on the logical control line with the possibility of their interaction with depressurizing each with its own throttle, while the controlling pneumatic and hydraulic accumulator in the area of interaction with the functional line of the functional control of the shut-off valve actuator is configured to slow closing shut-off valve for a time 1.5-2 times the interval between closing of the root valve and lateral valve Ki, ranging from 10 to 120 s.
На линии логического управления на участке ее подвода к силовой линии функционального управления исполнительным механизмом боковой задвижки может быть установлен электромагнитный клапан дистанционного включения и отключения боковой задвижки.On the line of logical control in the area of its supply to the power line of functional control by the actuator of the lateral valve, an electromagnetic valve for remote switching on and off of the lateral valve can be installed.
Силовая линия функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана может быть снабжена трехпозиционным распределительным клапаном, предпочтительно, с двумя электромагнитами.The power line for functional control of the throttle valve actuator may be provided with a three-position control valve, preferably with two electromagnets.
Распределительные клапаны всех силовых линий функционального управления исполнительными механизмами могут быть закоммутированы с линией сброса отработавшего рабочего тела, при этом линия сброса сообщена, преимущественно, через фильтр с баком рабочего тела.The distribution valves of all power lines of the functional control of the actuators can be switched with the discharge line of the spent working fluid, while the discharge line is communicated mainly through the filter with the working fluid tank.
На силовых линиях функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана, клапана-отсекателя могут быть установлены температурные предохранительные клапаны, закоммутированные на выходе с линией сброса избытков рабочего тела, выделяемых при перепадах температур рабочего тела и/или окружающей среды.On power lines for functional control of actuating mechanisms of locking elements, a throttle valve, and a shut-off valve, temperature safety valves can be installed that are switched at the outlet with a discharge line for excess working fluid released when the temperature of the working fluid and / or the environment changes.
Насосно-аккумуляторная установка может быть выполнена, преимущественно, с вынесенной лицевой панелью управления.The pump-and-battery installation can be performed mainly with a remote front control panel.
Запорные органы, дроссельный клапан и клапан-отсекатель могут быть снабжены приборами управления, вынесенными на лицевую панель блока управления.The locking elements, the throttle valve and the shutoff valve can be equipped with control devices located on the front panel of the control unit.
Шкаф станции управления может быть выполнен теплоизолированным и взрывозащищенным, а подключение кабельных линий к шкафу выполнено через кабельные выводы взрывозащищенного исполнения.The cabinet of the control station can be made insulated and explosion-proof, and the cable lines are connected to the cabinet through the cable leads of the explosion-proof design.
Технический результат, обеспечиваемый приведенной совокупностью признаков, состоит в повышении надежности и безаварийной эксплуатации нефтегазовой скважины, снижении себестоимости добычи флюида, достижении большей простоты управления технологическими процессами за счет автоматизированного управления запорными органами скважины - боковой и надкоренной задвижками, регулирующим дебит скважины дроссельным клапаном, подземным клапаном-отсекателем через предлагаемую станцию управления, которая содержит разработанные в изобретении насосно-аккумуляторную установку с силовым пневмогидроаккумулятором и не менее одного обслуживающего скважину блока управления с силовыми линиями функционального управлениями исполнительными механизмами запорных органов и завязанную с ними логическую линию управления, оснащенную не менее чем трижды продублированными командными клапанами, в том числе два из которых работают от импульса, подаваемого на закрытие скважины при возникновении опасности пожара или закритическим малым или высоким давлением в шлейфе, а также разработанной системы закрытия скважины в логической последовательности отсечения флюида «боковая задвижка - надкоренная задвижка - клапан-отсекатель», работающую через систему замедления прохождения команды на закрытие, включающие тандем из управляющего пневмогидроаккумулятора и дросселя в логической линии управления на участках взаимодействия с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами надкоренной задвижки и клапана-отсекателя.The technical result provided by the given set of features is to increase the reliability and trouble-free operation of an oil and gas well, reduce the cost of fluid production, achieve greater ease of control of technological processes due to the automated control of the shut-off organs of the well - lateral and root valves, regulating the flow rate of the well with a throttle valve, an underground valve -cutter through the proposed control station, which contains developed in the invention n an axial-accumulator unit with a power pneumatic accumulator and at least one control unit serving the well with power lines for functional controls by the actuators of the locking elements and a control line connected to them equipped with at least three duplicated control valves, including two of which operate on impulse supplied to close the well in case of fire hazard or supercritical low or high pressure in the loop, as well as developed with well shut-off systems in the logical sequence of fluid cut-off “lateral valve - overhead valve - shut-off valve” operating through a system for slowing down the completion command, including a tandem of a control pneumatic accumulator and a throttle in a logical control line in areas of interaction with power lines of functional control of actuators radicular valve and shut-off valve.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где:The invention is illustrated by drawings, where:
на фиг.1 представлена нефтегазовая скважина, схема подключения станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем к скважине;figure 1 presents the oil and gas well, the connection diagram of the control station shutoff elements, throttle valve and shutoff valve to the well;
на фиг.2 - насосно-аккумуляторная установка, гидравлическая принципиальная схема;figure 2 - pump-and-battery installation, hydraulic circuit diagram;
на фиг.3 - блок управления, гидравлическая принципиальная схема.figure 3 - control unit, hydraulic circuit diagram.
Нефтегазовая скважина 1 содержит эксплуатационную колонну 2 с колонной 3 насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием, содержащим, по меньшей мере, выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель 4 с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием, имеющем колонную головку 5, трубную головку 6, на которой установлена смонтированная в виде елки фонтанная арматура 7, включающая запорные органы - боковую задвижку 8 и надкоренную задвижку 9 с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней регулирующий дебит скважины дроссельный клапан 10, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку 11 и клапан 12 контроля низкого и высокого давления.An oil and gas well 1 comprises a production casing 2 with a casing 3 of tubing with underground production equipment comprising at least a remote control shut-off valve 4 made with an actuator and a wellhead with wellhead equipment having a column head 5 and a pipe head 6, on which a fountain reinforcement 7 mounted in the form of a Christmas tree is installed, including locking elements - a lateral valve 8 and a root valve 9 with actuators, as well as adjacent the throttle valve 10, made with an actuator, and the control and control bodies, fuse-link 11 and valve 12 for monitoring low and high pressure, regulate the flow rate of the well.
Нефтегазовая скважина 1 содержит также в составе подземного эксплуатационного оборудования, по меньшей мере, эксплуатационный пакер 13, циркуляционный клапан 14, срезной клапан 15 и, по меньшей мере, один ингибиторный клапан 16, а колонна 3 насосно-компрессорных труб включает, по меньшей мере, один разъединитель 17 колонны.An oil and gas well 1 also comprises, as part of the underground production equipment, at least a production packer 13, a circulation valve 14, a shear valve 15 and at least one inhibitor valve 16, and the tubing string 3 includes at least one disconnector 17 columns.
Нефтегазовая скважина 1 подключена к станции управления запорными органами 8 и 9, дроссельным клапаном 10 и клапаном-отсекателем 4, включающей насосно-аккумуляторную установку 18 и, по меньшей мере, один на скважину блок 19 управления. Также станция управления содержит центральный пульт управления (на чертежах не показано), размещенный на расстоянии от нее и сообщенный с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем.The oil and gas well 1 is connected to the control station shutoff elements 8 and 9, a throttle valve 10 and a shutoff valve 4, including a pump-
Насосно-аккумуляторная установка 18 включает насосную группу 20 и сообщенный с ней по рабочему телу линией 21 высокого давления силовой функциональный пневмогидроаккумулятор 22 высокого давления. Блок 19 управления включает запитанные от упомянутой линии 21 высокого давления через регуляторы 23, 24 давления, понижающие функциональное давление до необходимого, силовые линии 25-28 функционального управления соответственно исполнительными механизмами запорных органов 8, 9, дроссельного клапана 10, клапана-отсекателя 4, и управляющая их работой через систему ступенчатого по времени замедления прохождения команд, по меньшей мере, на закрытие скважины в логической последовательности - боковая задвижка 8 - надкоренная задвижка 9 - клапан-отсекатель 4 - линия 29 логического управления, сообщенная с плавкой вставкой 11 и клапаном 12 контроля низкого и высокого давления и оснащенная с возможностью дублирования прохождения команд на закрытие скважины гидравлическими распределительными клапанами 30-33, один 30 из которых передает в линию 29 логического управления команду на закрытие скважины от плавкой вставки 11, другой 31 - от клапана 12 контроля низкого и высокого давления, а, по меньшей мере, два других 32, 33 - соответственно от дистанционного и ручного управления. Система замедления включает установленные на участках 34, 35 взаимодействия линии 29 логического управления соответственно с силовыми линиями 26, 27 функционального управления соответственно исполнительными механизмами надкоренной задвижки и клапана-отсекателя, замедлители, включающие управляющий пневмогидроаккумулятор 36 и дроссель 37, обеспечивающие различное по времени срабатывание на закрытие скважины.The pump-
Силовой функциональный пневмогидроаккумулятор 22 выполнен, преимущественно, модульно-секционным.The power functional
Силовая линия 27 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя снабжена не менее чем одним мультипликатором 38 давления. Для первой и второй климатических зон мультипликатор 38 давления выполнен, предпочтительно, продублированным.The
Станция управления конструктивно выполнена в виде шкафа 39, в котором смонтированы упомянутые насосно-аккумуляторная установка 18 и блок 19 управления, кроме того, станция снабжена обвязкой в виде упомянутых линий управления, сообщенных по рабочему телу с исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана и клапана-отсекателя.The control station is structurally made in the form of a cabinet 39, in which the aforementioned pump-
Насосно-аккумуляторная установка 18 содержит бак 40 с рабочим телом, преимущественно, в виде жидкости.Pump-
В качестве рабочего тела используют жидкость, температурная вязкость и температура замерзания которой определена из климатических условий работы скважины, при этом станция управления, предназначенная для работы в третьей и четвертой климатических зонах, в качестве рабочего тела оснащена, преимущественно, минеральным маслом, а для первой и второй климатических зон в качестве рабочего тела принята жидкость с низкой температурой замерзания, преимущественно, типа силиконовой, например полиметилсилоксановая. Бак 40 для рабочего тела оснащен не менее чем одним индикатором уровня заполнения жидкостью, например визуальным индикатором или датчиком уровня, сообщенным по каналам телемеханики с центральным пультом управления. Датчик уровня оборудован системой подачи сигналов о предельно допустимом и критическом уровнях или подсоединен к системе центрального пульта управления, выдающей команды на поддержание уровня жидкости в баке 40 в заданных уровнях. Для первой и второй климатических зон бак 40 рабочего тела снабжен подогревателем жидкости, выполненным в виде змеевика или ТЭНа.A fluid is used as a working fluid, the temperature viscosity and freezing temperature of which is determined from the climatic conditions of the well’s operation, while the control station, designed to operate in the third and fourth climatic zones, is equipped mainly with mineral oil as the working fluid, and for the first and the second climatic zone as a working fluid adopted liquid with a low freezing point, mainly of the type silicone, for example polymethylsiloxane.
Насосная группа 20 оснащена для первой и второй климатических зон, предпочтительно, не менее чем двумя параллельно подключенными насосами 41 высокого давления, один из которых выполнен дублирующим. В качестве насоса 41 высокого давления используют, преимущественно, электронасос, предпочтительно, аксиально-поршневой с асинхронным электродвигателем 42. Насосы 41 включены в линию 21 высокого давления через входной фильтр 43 и выходной фильтр 44, предпочтительно, грубой и тонкой очистки соответственно. Каждый из упомянутых насосов 41 на выходе оснащен предохранительным клапаном 45 давления и смонтирован с возможностью избирательного отключения от линии 21 высокого давления через систему запорных устройств, например шаровых кранов 46. По крайней мере, установленные на выходе фильтры 44 тонкой очистки снабжены визуальным индикатором и/или электрическим датчиком, сообщенным с центральным пультом управления. Насосная группа 20, снабженная на выходе устройствами запуска или остановки электродвигателей 42 насосов 41 и обратным клапаном 47, сообщена через последние по линии 21 высокого давления с выполненным модульно-секционным силовым функциональным пневмогидроаккумулятором 22, состоящим из параллельно подключенных к коллектору 48 модулей 49 и предназначенным для создания необходимого рабочего давления в упомянутых линиях 25-29 управления. Коллектор 48 с пневмогидроаккумулятором 22 сообщен по рабочему телу с линией 21 высокого давления. Устройства запуска или остановки электродвигателей 42 насосов 41, подключенные к линии 21 высокого давления, выполнены, например, в виде реле 50 давления, либо в виде аналоговых датчиков давления, либо в виде электроконтактных манометров. Модули 49 пневмогидроаккумулятора 22 выполнены с мембранным или, предпочтительно, поршневым разделителем сред. Суммарный рабочий объем всех модулей 49 силового функционального пневмогидроаккумулятора 22 принят не менее необходимого для однократного открытия запорных органов скважины 8, 9, дроссельного клапана 10 и клапана-отсекателя 4 или поддержания рабочего состояния скважины в течение не менее чем одного месяца при отсутствии электроэнергии.The
Регуляторы 23 давления понижают давление от функционального 10-100 МПа до рабочего 0,5-70 МПа в силовых линиях 26, 25, 28 функционального управления соответственно исполнительными механизмами надкоренной, боковой задвижек, дроссельного клапана и в линии 29 логического управления, включающей также линии 51, 52 соответственно клапана контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки. Регулятор 24 давления в силовой линии 27 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя настроен на подачу рабочего тела в мультипликатор 38 с учетом передаточного числа последнего и требуемого выходного давления рабочего тела не менее 21-70 МПа для последующей подачи и управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя. Все перечисленные силовые линии функционального управления снабжены установленными на участках перед исполнительными механизмами предохранительными клапанами 53 давления.The
Блок 19 управления содержит систему автоматической защиты скважины, систему дистанционного и систему ручного отключения скважины. Система автоматической защиты включает подключенные к линии 29 логического управления через гидравлические распределительные клапаны 30, 31 соответственно линию 52 плавкой вставки и линию 51 клапана контроля низкого и высокого давления. Клапан 12 контроля низкого и высокого давления установлен в зоне, примыкающей к фонтанной арматуре, предпочтительно, на шлейфе. Линии 48, 49 соответственно клапана контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки снабжены реле 54 или датчиками давления с возможностью выдачи сигнала на центральный пульт управления об отключении скважины соответственно по пожару или по причине выхода за пределы диапазона допустимых рабочих давлений, определяемых настройкой клапана 12 контроля низкого и высокого давления.The
Линия 29 логического управления последовательно соединяет по рабочему телу через распределительные клапаны 55-57 для обеспечения требуемой логической последовательности управления скважиной клапаны-распределители 58-60 силовых линий 27, 26, 25 функционального управления исполнительными механизмами, в том числе, по крайней мере, клапана-отсекателя 4, надкоренной задвижки 9, боковой задвижки 8 с возможностью их допустимого закрытия в определенной, а именно в противоположной, указанной последовательности с регулируемо установленными допустимыми временными интервалами между отключениями каждого из них. Для этого на линии 29 логического управления установлены управляющие пневмогидроаккумуляторы 36 с возможностью их взаимодействия на сбросе давления каждого со своим дросселем 37. Управляющий пневмогидроаккумулятор 36 на участке 35 взаимодействия с силовой линией 27 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя 4 настроен на замедление закрытия клапана-отсекателя на время, в 1,5-2 раза превышающее интервал между закрытием надкоренной задвижки 9 и боковой задвижки 8, составляющий от 10 до 120 с.The
На линии 29 логического управления на участке ее подвода к силовой линии 25 функционального управления исполнительным механизмом боковой задвижкой установлен электромагнитный клапан 61 дистанционного включения и отключения боковой задвижки 8.On the
Силовая линия 28 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана 10 снабжена трехпозиционным распределительным клапаном 62, предпочтительно, с двумя электромагнитами.The
Распределительные клапаны всех силовых линий функционального управления исполнительными механизмами закоммутированы с линией 63 сброса отработавшего рабочего тела, при этом линия 63 сброса сообщена, преимущественно, через фильтр с баком 40 рабочего тела.The distribution valves of all power lines of the functional control of the actuators are connected to the
На силовых линиях 25-28 функционального управления исполнительными механизмами запорных органов 8, 9, клапана-отсекателя 4, дроссельного клапана 10 установлены температурные предохранительные клапаны 64, закоммутированные на выходе с линией 63 сброса избытков рабочего тела, выделяемых при перепадах температур рабочего тела и/или окружающей среды.On the power lines 25-28 of the functional control of the actuators of the locking elements 8, 9, the shut-off valve 4, and the throttle valve 10,
Насосно-аккумуляторная установка 18 выполнена, преимущественно, с вынесенной лицевой панелью управления.Pump-
Запорные органы 8, 9, дроссельный клапан 10 и клапан-отсекатель 4 скважины снабжены приборами управления, вынесенными на лицевую панель блока 19 управления.The locking elements 8, 9, the throttle valve 10 and the shutoff valve 4 of the well are equipped with control devices placed on the front panel of the
Шкаф 39 станции управления выполнен теплоизолированным и взрывозащищенным, а подключение кабельных линий к шкафу выполнено через кабельные выводы взрывозащищенного исполнения.Cabinet 39 of the control station is thermally insulated and explosion-proof, and the cable lines are connected to the cabinet through cable leads of an explosion-proof design.
Работа осуществляется следующим образом.The work is as follows.
Насосно-аккумуляторная установка 18 предназначена для создания и поддержания требуемого рабочего давления рабочего тела - рабочей среды в линиях управления станции.Pump-
Рабочая среда из бака 40 объемом порядка 200 л по трубопроводу поступает через фильтр грубой очистки 43 и кран 65 на вход электронасоса 41, который приводится в действие электродвигателем 42. На выходе из насоса после крана 46 установлен фильтр тонкой очистки 44.The working medium from the
Предохранительный клапан 45 настроен на заданное рабочее давление 21 МПа и при превышении заданного значения давления соединяет линию 21 высокого давления (нагнетания) с полостью бака 40 и происходит сброс лишнего объема рабочей среды по линии 63 сброса.The
Через обратный клапан 47 из линии 21 нагнетания рабочая среда поступает в коллектор 48 и заполняет модули 49 силового функционального пневмогидроаккумулятора 22, предназначенные для хранения необходимого запаса рабочей среды под давлением, при этом каждый модуль 49 выполнен объемом 40-50 л.Through the
После заполнения пневмогидроаккумулятора 22 рабочая среда по трубопроводам поступает в силовые линии 25-28 функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, клапана-отсекателя, дроссельного клапана и в линию 29 логического управления.After filling the
Регулятор 24 давления в силовой линии 27 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя понижает давление в линии 21 нагнетания с 21 МПа до давления трех - или четырехкратного давлению на выходе из мультипликатора 38, обеспечивающего рабочее давление на линии 27 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя, равное 28 МПа (280 кгс/см2). Предохранительный клапан 53 настроен на заданное рабочее давление 28 МПа и при превышении заданного значения давления соединяет упомянутую линию 27 с полостью бака 40 и происходит сброс лишнего объема рабочей среды по линии 63 сброса.The
Регуляторы 23 давления понижают давление в силовой линии 28 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана 10 и линии 29 логического управления до рабочего давления 4 МПа (40 кгс/см2), а в силовых линиях 25, 26 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек - до 14 МПа (140 кгс/см2). Предохранительные клапаны 53 настроены на заданное рабочее давление 4 МПа и при превышении заданного значения давления соединяют упомянутые линии с полостью бака 40 и происходит сброс лишнего объема рабочей среды по линии 63 сброса.The pressure regulators 23 reduce the pressure in the
В блоке 19 управления станции рабочая среда при давлении 4 МПа в линии 29 логического управления поступает на вход нормально закрытого гидравлического распределительного клапана 30, предназначенного для сброса давления управления при пожаре. После заполнения линии 52 плавкой вставки гидравлический распределительный клапан 30 открывается и рабочая среда поступает на вход нормально закрытого гидравлического распределительного клапана 31, предназначенного для сброса давления управления при срабатывании клапана 12 контроля низкого и высокого давления, установленного в линии 51 упомянутого клапана. Затем рабочая среда проходит через нормально открытые распределительный клапан 32, предназначенный для дистанционного отключения всей скважины, и распределительный клапан 33, предназначенный для ручного аварийного отключений всей скважины посредством кнопки аварийного отключения.In the
После распределительного клапана 33 рабочая среда поступает на вход нормально закрытого распределительного клапана 55 с гидроприводом и ручным дублером.After the
При заполненной линии 52 плавкой вставки реле давления 54 выдает сигнал на центральный пульт управления.When the
При заполненной линии 51 клапана контроля низкого и высокого давления другое реле давления 54 также выдает сигнал на центральный пульт управления.When the
Далее для того чтобы открыть скважину, нужно выполнить следующую последовательность действий:Next, in order to open the well, you need to perform the following sequence of actions:
- потянуть за ручку распределительного клапана 55, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 66 поступает на привод клапана-распределителя 58, который открывается, и рабочая среда из силовой линии 27 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя поступает на его исполнительный механизм. Происходит открытие клапана-отсекателя 4;- pull the handle of the
- потянуть за ручку распределительного клапана 56, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 67 поступает на привод клапана-распределителя 59, который открывается, и рабочая среда из силовых линий 25, 26 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек поступает на исполнительный механизм надкоренной задвижки. Происходит открытие надкоренной задвижки 9;- pull the handle of the control valve 56, which is set to self-feed, and the working medium through the
- потянуть за ручку распределительного клапана 56, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 67 и нормально открытый электромагнитный клапан 61 поступает на привод клапана-распределителя 60, который открывается, и рабочая среда из силовых линий 25, 26 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек поступает на исполнительный механизм боковой задвижки. Происходит открытие боковой задвижки 8.- pull the handle of the control valve 56, which is set to self-feed, and the working medium through the
Пример работы по закрытию скважиныWell closure example
Система автоматической защитыAutomatic protection system
При штатных значениях давлений в линиях 51, 52 соответственно клапана 12 контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки 11 скважины распределительный клапан 31 находится в открытом положении. При падении или повышении давления рабочей среды в упомянутых линиях ниже или выше установленных (заданных) значений распределительный клапан 31 переходит в закрытое положение, происходит сброс рабочей среды из силовых линий 25, 26, 27 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой, надкоренной задвижек и клапана-отсекателя. Дроссели 37 с пневмогидроаккумуляторами 36 служат для регулирования временного интервала при последовательном закрытии запорных органов скважины и клапана-отсекателя.When the standard pressure values in the
В случае возникновения пожара при повышении температуры окружающей среды на устье скважины выше установленного значения (при пожарной ситуации) происходит сброс рабочей среды из линии 52 плавкой вставки, после чего распределительный клапан 30 переходит в закрытое положение, происходит сброс рабочей среды из силовых линий 25, 26, 27 функционального управления соответственно боковой, надкоренной задвижек и клапана-отсекателя. Дроссели 37 с пневмогидроаккумуляторами 36 служат для регулирования временного интервала при последовательном закрытии запорных органов скважины и клапана-отсекателя.In the event of a fire when the ambient temperature at the wellhead rises above the set value (in a fire situation), the working medium is discharged from the
Система дистанционного отключения скважиныRemote shutdown system
В блоке 19 управления станции установлены распределительный клапан 32, выполненный электромагнитным, и электромагнитный клапан 61, управляемые с панели управления станции или с центрального пульта управления.In the
При подаче сигнала 24В на электропривод клапана 32 производится дистанционное закрытие боковой задвижки 8, надкоренной задвижки 9 и клапана-отсекателя 4.When a 24V signal is supplied to the
При подаче сигнала 24В на электропривод клапана 61 производится дистанционное закрытие боковой задвижки 8.When a 24V signal is supplied to the
Управление регулирующим дроссельным клапаномThrottle Control
При подаче напряжения на первый электромагнит трехпозиционного распределительного клапана 62 рабочая среда под давлением до 4 МПа из силовой линии 28 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана подается в его исполнительный механизм. От позиционера, установленного на упомянутом клапане, выдается аналоговый сигнал в шкаф 39 управления или на центральный пульт управления. После чего от шкафа 39 поступает сигнал на первый электромагнит (снимается напряжение) и клапан 62 переводится в нейтральное положение. При необходимости снижения расхода добываемого флюида от шкафа управления подается сигнал на второй электромагнит клапана 62, происходит сброс рабочей среды до заданных параметров.When applying voltage to the first electromagnet of the three-
Claims (17)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119659/03A RU2365738C1 (en) | 2008-05-20 | 2008-05-20 | Oil and gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119659/03A RU2365738C1 (en) | 2008-05-20 | 2008-05-20 | Oil and gas well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2365738C1 true RU2365738C1 (en) | 2009-08-27 |
Family
ID=41149877
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008119659/03A RU2365738C1 (en) | 2008-05-20 | 2008-05-20 | Oil and gas well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2365738C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494301C1 (en) * | 2012-03-13 | 2013-09-27 | Рафик Хасанович Арифулин | Christmas tree |
| RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
| RU2571462C2 (en) * | 2010-04-01 | 2015-12-20 | Роберт Бош Гмбх | Valves for fossil fuel production and transport with safety unit |
| CN105507866A (en) * | 2014-09-24 | 2016-04-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing wellhead device |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| CN113216915A (en) * | 2021-04-13 | 2021-08-06 | 上海万维亿通装备制造有限公司 | Intelligent environment-friendly circulating energy oil and gas production system and process |
-
2008
- 2008-05-20 RU RU2008119659/03A patent/RU2365738C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2571462C2 (en) * | 2010-04-01 | 2015-12-20 | Роберт Бош Гмбх | Valves for fossil fuel production and transport with safety unit |
| RU2571462C9 (en) * | 2010-04-01 | 2016-05-27 | Роберт Бош Гмбх | Valves for fossil fuel production and transport with safety unit |
| RU2494301C1 (en) * | 2012-03-13 | 2013-09-27 | Рафик Хасанович Арифулин | Christmas tree |
| RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
| CN105507866A (en) * | 2014-09-24 | 2016-04-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fracturing wellhead device |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| CN113216915A (en) * | 2021-04-13 | 2021-08-06 | 上海万维亿通装备制造有限公司 | Intelligent environment-friendly circulating energy oil and gas production system and process |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2367771C1 (en) | Equipment system for gas field well controlling | |
| RU2367770C1 (en) | Equipment system for gas field well controlling | |
| RU2365738C1 (en) | Oil and gas well | |
| RU2367786C1 (en) | Oil well | |
| RU2367772C1 (en) | Oil well pad | |
| RU2367781C1 (en) | Recovery method of gas condensate | |
| RU2367788C1 (en) | Gas-condensate well pad | |
| RU2367779C1 (en) | Method of exploiting oil field | |
| RU84053U1 (en) | BUSH OF GAS-CONDENSATE WELLS | |
| RU84453U1 (en) | OIL AND GAS WELL | |
| RU2367784C1 (en) | Method of controlling gas-condensate field | |
| EA013310B1 (en) | Methods for controling x-mass tree and underground equipment of wells in gas, gas-condensate, oil-and gas and oil fields | |
| RU2352758C1 (en) | Equipment complex for controlling gas-condensate deposit well | |
| RU2365737C1 (en) | Complex of equipment for control of oil pool well | |
| RU84454U1 (en) | BUSH OF OIL AND GAS WELLS | |
| RU2367777C1 (en) | Oil extraction method | |
| RU84752U1 (en) | OIL WELL | |
| RU84049U1 (en) | COMPLEX OF EQUIPMENT FOR GAS DEPTH WELL MANAGEMENT | |
| RU2352759C1 (en) | Gas well | |
| RU2367776C1 (en) | Gas extraction method | |
| RU2352760C1 (en) | Gas condensate well | |
| RU2367787C1 (en) | Gas well pad | |
| RU83283U1 (en) | COMPLEX OF EQUIPMENT FOR OIL AND GAS DEPOSIT WELL MANAGEMENT | |
| RU2367769C1 (en) | Oil and gas well pad | |
| RU2367778C1 (en) | Method of exploiting oil-gas field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100521 |