RU2367778C1 - Способ эксплуатации нефтегазового месторождения - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазового месторождения с использованием дистанционного, автоматического и ручного управления исполнительными механизмами запорных органов скважин нефтегазового месторождения. Обеспечивает повышение надежности и безаварийной эксплуатации нефтегазового месторождения, снижение себестоимости добычи нефти и газа, упрощение процесса управления технологическими операциями добычи за счет автоматизированного управления запорными органами добывающих скважин. Способ включает бурение разведочных скважин, оконтуривание месторождения и оценку природных ресурсов углеводородов. Бурят одиночные или образующие кусты эксплуатационные скважины. Прокладывают шлейфы и сборные коллекторы, инженерные сети и коммуникации. Предусматривают оборудование установками комплексной и предварительной подготовки скважинного флюида. Оснащают эксплуатационные скважины фонтанной арматурой, включающей боковую и надкоренную задвижки. Оснащают скважины подземным клапаном-отсекателем и устанавливают на шлейфе дроссельный клапан и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля низкого и высокого давления. Эксплуатацию скважин ведут с управлением процессами добычи флюида. Часть эксплуатационных скважин куста, промысла, месторождения подключают к станции или блоку станций управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем. Каждую из указанных станций оснащают насосно-аккумуляторной установкой и соединенным с ней по рабочему телу блоком управления запорными органами скважины. Насосно-аккумуляторную установку оснащают запитанной от бака рабочего тела насосной группой и силовым функциональным пневмогидроаккумулятором, подключенными к линии высокого давления. Блок управления оснащают запитанными от указанной линии через регуляторы давления силовыми линиями функционального управления запорными органами и связанной с последними через пусковые механизмы, управляющие силовым давлением в них, линией логического управления упомянутыми запорными органами скважины. Управление скважиной производят с автоматическим обеспечением логической последовательности закрытия: «боковая задвижка - надкоренная задвижка - подземный клапан-отсекатель», производимой через замедляющие системы. 23 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при разработке нефтегазового месторождения с использованием дистанционного, автоматического и ручного управления исполнительными механизмами запорных органов скважин нефтегазового месторождения.

Из уровня техники известен способ эксплуатации с помощью устройства для управления скважинными отсекателями группы скважин, содержащего 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, E21B 34/16, 47/10, 15.01.1990).

Также известен способ эксплуатации посредством гидравлической системы управления подводным устьевым оборудованием, содержащей гидравлические исполнительные механизмы, связанные основной и дополнительными напорными магистралями, магистрали управления, электромагнитные распределители и обратные клапаны, а также установленные на входе распределителей запорные электромагнитные клапаны, дополнительный обратный клапан и дополнительный распределитель, 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, E21B 33/035, 04.08.1992).

Также из уровня техники известен способ эксплуатации посредством комплекса оборудования для управления устьевой фонтанной арматурой подводных скважин, включающего 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 снабженного 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, E21B 43/01, 15.05.1992).

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, при необходимости, 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 скважин месторождения, или обеспечения, по меньшей мере, одноразового включения всех механизмов, необходимых для возобновления работы скважины после ее отключения.

Задача настоящего изобретения заключается в повышении надежности и безаварийной эксплуатации нефтегазового месторождения, снижении себестоимости и упрощении процесса управления технологическими операциями при добыче нефтегазового флюида.

Поставленная задача решается за счет того, что способ эксплуатации нефтегазового месторождения включает бурение разведочных скважин, оконтуривание месторождения и оценку природных ресурсов углеводородов, бурение одиночных или образующих кусты эксплуатационных скважин, прокладку шлейфов и сборных коллекторов, инженерных сетей и коммуникаций, оборудование установок комплексной и, при необходимости, предварительной подготовки нефтегазового флюида, оснащение эксплуатационных скважин устьевым оборудованием с фонтанной арматурой, включающей не менее чем одну боковую и надкоренную задвижки, а также подземным клапаном-отсекателем и установленными на шлейфе дроссельным клапаном и контрольно-управляющими органами - плавкой вставкой и клапаном контроля низкого и высокого давления, при этом эксплуатацию скважины ведут с управлением процессами добычи нефтегазового флюида, для чего, по меньшей мере, часть эксплуатационных скважин куста, промысла, месторождения подключают к сообщенной с центральным пультом управления станции или блоку станций управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем, при этом каждую из указанных станций оснащают насосно-аккумуляторной установкой и, по меньшей мере, одним на скважину соединенным с ней по рабочему телу, преимущественно в виде жидкости, блоком управления запорными органами скважины, которые для этого оснащают управляемыми исполнительными механизмами закрытия-открытия потока добываемого нефтегазового флюида, при этом насосно-аккумуляторную установку оснащают запитанной от бака рабочего тела насосной группой и силовым функциональным пневмогидроаккумулятором, подключенными к линии высокого давления, а блок управления оснащают запитанными от указанной линии через регуляторы давления силовыми линиями функционального управления запорными органами и связанной с последними через пусковые механизмы, управляющие силовым давлением в них, линией логического управления упомянутыми запорными органами скважины, причем управление скважиной производят с автоматическим обеспечением логической последовательности закрытия: «боковая задвижка - надкоренная задвижка - подземный клапан-отсекатель», производимой через замедляющие системы, имеющие каждая управляющий пневмогидроаккумулятор, сообщенный с установленным на требуемое замедление дросселем и командно сообщенный по рабочему телу с исполнительным механизмом, а для запуска исполнения команд на закрытие линию логического управления гидравлически связывают с плавкой вставкой и клапаном контроля низкого и высокого давлений, которые подключают каждый к своему управляющему сбросом давления пусковому механизму, инициирующему прохождение в линии команды на закрытие скважины, кроме того, упомянутую линию дублированно снабжают аналогичными пусковыми механизмами дистанционного и ручного запуска процесса закрытия запорных органов скважины, при этом отработавшее рабочее тело при закрытии скважины пропускают через байпасные дренажные линии гидравлической системы.

Динамику работы станции управления могут определять характеристиками управляющих пневмогидроаккумуляторов давления и регулировкой дросселей, установленных на участках взаимодействия линии логического управления с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами надкоренной задвижки и подземного клапана-отсекателя, и подбирать таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины в заданной последовательности.

Подводимое к силовой линии функционального управления подземного клапана-отсекателя высокое давление могут предварительно понижать, пропуская через регулятор давления до уровня, необходимого для подачи в последовательно установленный за ним мультипликатор давления, из которого рабочее тело выходит с давлением, соответствующим необходимому для управления упомянутым подземным клапаном-отсекателем.

В этом случае могут производить дублирование работы отдельных элементов насосно-аккумуляторной установки, в частности дублировать работу линии «насос - регулятор давления - мультипликатор» параллельным подключением через входной и выходной краны резервной пары: регулятор давления - мультипликатор.

Контроль за соблюдением безопасных рабочих температур на скважине и автоматическое закрытие скважины при их нарушении могут инициировать и осуществлять за счет использования в гидросистеме линии с разрушаемой плавкой вставкой, при расплавлении которой через упомянутый пусковой механизм автоматически понижают давление в линии логического управления и таким образом могут включать автоматическое закрытие боковой, надкоренной задвижек и подземного клапана-отсекателя через систему замедления, обеспечивающую логически последовательное прохождение командного сигнала на закрытие к исполнительным механизмам двух последних из них, при этом одновременно поступает сигнал о пожаре диспетчеру на центральный пульт управления, размещенный на расстоянии от станции управления и сообщенный с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом.

Контроль за рабочим режимом давления на скважине и закрытие скважины при выходе из допустимого интервала давлений могут осуществлять за счет использования в гидросистеме линии клапана контроля низкого и высокого давлений в шлейфе, который при выходе за допустимый интервал давлений автоматически подает команду пусковому механизму линии логического управления и через нее осуществляют автоматическое закрытие скважины в упомянутой последовательности.

Дистанционный электромагнитный сигнал на закрытие скважины могут подавать с центрального пульта управления, размещенного на расстоянии от станции управления и сообщенного с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом, причем станцию управления могут выполнять в виде шкафа, предпочтительно из нержавеющей стали, в котором смонтированы упомянутые насосно-аккумуляторная установка и блок управления, кроме того, станцию могут снабжать обвязкой в виде упомянутых силовых линий функционального управления, сообщенных по рабочему телу с исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана и подземного клапана-отсекателя.

В шкафу могут поддерживать температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех расположенных в нем элементов и систем.

Шкаф станции управления могут выполнять теплоизолированным и взрывозащищенным, а подключение кабельных линий к шкафу могут выполнять через кабельные выводы во взрывозащищенном исполнении.

В качестве рабочего тела могут использовать жидкость, выбираемую по температурной вязкости и температуре замерзания исходя из климатических условий работы скважины, при этом станцию управления, предназначенную для работы в третьей и четвертой климатических зонах, в качестве рабочего тела могут оснащать, преимущественно, минеральным маслом, а для первой и второй климатических зон в качестве рабочего тела могут принимать жидкость с низкой температурой замерзания, преимущественно типа силиконовой, например полиметилсилоксановую, при этом рабочее тело, преимущественно, подают из бака, установленного в насосно-аккумуляторной установке, который оснащают не менее чем одним индикатором уровня заполнения жидкостью, например визуальным индикатором или датчиком уровня, сообщенным по каналам телемеханики с центральным пультом управления, размещенным на расстоянии от станции управления и сообщенным с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом, при этом возможно применять датчик уровня, оборудованный системой подачи сигналов о предельно допустимом и критическом уровнях, или подсоединять к системе центрального пульта управления, выдающей команды на поддержание уровня жидкости в баке в заданных пределах, а для первой и второй климатических зон бак рабочего тела могут снабжать подогревателем жидкости, выполненным в виде змеевика или ТЭНа.

Насосную группу могут оснащать, по меньшей мере, одним насосом, преимущественно электронасосом высокого давления, предпочтительно аксиально-поршневым с асинхронным электродвигателем, продублированным для первой и второй климатических зон, по меньшей мере, одним дополнительным, параллельно подключенным электронасосом высокого давления, причем указанный насос или насосы включают в линию высокого давления через входной и выходной фильтры предпочтительно грубой и тонкой очистки соответственно, причем каждый из упомянутых насосов на выходе оснащают предохранительным клапаном давления и монтируют с возможностью избирательного отключения от линии высокого давления через систему запорных устройств, причем, по крайней мере, установленные на выходе фильтры тонкой очистки снабжают визуальным индикатором и/или электрическим датчиком, сообщенным с центральным пультом управления, размещенным на расстоянии от станции управления и сообщенным с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом, при этом насосную группу, снабженную на выходе устройствами запуска или остановки электродвигателей насосов и обратным клапаном, сообщают 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 силовых линиях функционального управления, при этом коллектор с силовым функциональным пневмогидроаккумулятором сообщают по рабочему телу с линией высокого давления, кроме того, упомянутые устройства запуска или остановки электродвигателей насосов, подключенные к линии высокого давления, выполняют, например, в виде реле давления, либо в виде аналоговых датчиков давления, либо в виде электроконтактных манометров, причем модули упомянутого силового функционального пневмогидроаккумулятора выполняют с мембранным или, предпочтительно, поршневым разделителем сред, при этом суммарный рабочий объем всех модулей силового функционального пневмогидроаккумулятора принимают не менее необходимого для однократного открытия запорных органов скважины, дроссельного клапана и подземного клапана-отсекателя при отключенной подаче электроэнергии или для поддержания рабочего состояния скважины в течение не менее чем одного месяца при отсутствии электроэнергии.

Посредством регуляторов давления могут понижать 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, а регулятор давления в силовой линии функционального управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя настраивают на подачу рабочего тела в последовательно установленный за ним мультипликатор с учетом передаточного числа последнего и требуемого выходного давления рабочего тела не менее 21-70 МПа для последующей подачи и управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя, при этом все перечисленные силовые линии функционального управления снабжают установленными на участках перед исполнительными механизмами предохранительными клапанами давления.

Блок управления могут оснащать системой автоматической защиты скважины, системой дистанционного и системой ручного отключения скважины, причем система автоматической защиты включает подключенные к линии логического управления через упомянутые пусковые механизмы линию плавкой вставки и линию клапана контроля низкого и высокого давления, при этом клапан контроля низкого и высокого давления размещают 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 об отключении скважины соответственно по пожару или по причине выхода за пределы диапазона допустимых рабочих давлений, устанавливаемых настройкой клапана контроля низкого и высокого давления на центральный пульт управления, размещенным на расстоянии от станции управления и сообщенным с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом.

Линию логического управления последовательно могут соединять по рабочему телу через распределительные клапаны для обеспечения требуемой логической последовательности управления скважиной и клапаны-распределители с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами, в том числе, по крайней мере, подземного клапана-отсекателя, надкоренной и боковой задвижек 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 устанавливают 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 подземного клапана-отсекателя настраивают на замедление закрытия подземного клапана-отсекателя на время, в 1,5-2 раза превышающее интервал между закрытием надкоренной задвижки и боковой задвижки, составляющий от 10 до 120 с.

На линии логического управления на участке ее подвода к силовой линии функционального управления исполнительным механизмом боковой задвижкой могут устанавливать электромагнитный клапан дистанционного включения и отключения боковой задвижки.

Силовую линию функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана могут снабжать трехпозиционным распределительным клапаном, предпочтительно, с двумя электромагнитами.

Распределительные клапаны всех силовых линий функционального управления исполнительными механизмами могут связывать с байпасной дренажной линией, при этом байпасную дренажную линию сообщают, преимущественно, через фильтр с баком рабочего тела.

На силовых линиях функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана, подземного клапана-отсекателя могут устанавливать температурные предохранительные клапаны, закоммутированные на выходе с байпасной дренажной линией для сброса избытков рабочего тела, выделяемых при перепадах температур рабочего тела и/или окружающей среды.

Насосно-аккумуляторную установку могут выполнять, преимущественно, с выносной лицевой панелью управления.

Запорные органы, дроссельный клапан и подземный клапан-отсекатель могут снабжать приборами управления, вынесенными на лицевую панель блока управления.

Управление исполнительными механизмами линии логического управления могут осуществлять в дистанционном режиме по командам удаленного оператора, например диспетчера центрального пульта управления, размещенного на расстоянии от станции управления и сообщенного с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом.

Контроль за уровнем давления в магистралях станции управления могут осуществлять автоматически, в том числе при помощи электроконтактных манометров.

Программу работы блока управления станции могут настраивать таким образом, что при отсутствии питающего напряжения для элементов станции запорные элементы фонтанной арматуры остаются открытыми, а блок управления обеспечивает передачу сигнала об отсутствии напряжения на центральный пульт управления.

Возможность закрытия скважины в последовательности: «боковая задвижка - надкоренная задвижка - подземный клапан-отсекатель» могут обеспечивать в автоматическом режиме по командам пульта управления станции, в дистанционном режиме управления по команде оператора с отдаленного пункта управления и в ручном режиме, а открытие в последовательности: "подземный клапан-отсекатель - надкоренная задвижка - боковая задвижка" могут обеспечивать, предпочтительно, в ручном режиме управления.

Технический результат, обеспечиваемый приведенной совокупностью признаков, состоит в повышении надежности и безаварийной эксплуатации нефтегазового месторождения, снижении себестоимости добычи нефтегазового флюида, упрощении процесса управления технологическими операциями за счет автоматизированного управления запорными органами скважин, входящих в куст, - 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 функциональным 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 пусковыми механизмами, в том числе два из которых работают от импульса, подаваемого на закрытие скважины при возникновении опасности пожара или закритически малого или высокого давления в шлейфе, а также разработанной системы закрытия скважины в логической последовательности отсечения флюида: «боковая задвижка - надкоренная задвижка - клапан-отсекатель», работающей через систему замедления прохождения команды на закрытие, включающую тандемы из управляющего пневмогидроаккумулятора и дросселя в логической линии управления на участках взаимодействия с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами надкоренной задвижки и клапана-отсекателя.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где:

на фиг.1 представлена эксплуатационная скважина куста, схема подключения станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и подземным клапаном-отсекателем к скважине;

на фиг.2 - насосно-аккумуляторная установка, гидравлическая принципиальная схема;

на фиг.3 - блок управления скважиной, гидравлическая принципиальная схема.

Способ эксплуатации нефтегазового месторождения осуществляют с помощью следующих операций.

На эксплуатируемом нефтегазовом месторождении бурят разведочные скважины, производят оконтуривание месторождения и оценку природных ресурсов углеводородов. Бурят одиночные или образующие кусты эксплуатационные скважины 1, прокладывают шлейфы и сборные коллекторы, инженерные сети и коммуникации. Месторождение оборудуют установками комплексной и, при необходимости, предварительной подготовки нефтегазового флюида. В эксплуатационных скважинах устанавливают эксплуатационные колонны 2, заводят в них колонны 3 насосно-компрессорных труб, оснащаемые подземным эксплуатационным оборудованием и устьевым оборудованием с фонтанной арматурой 4. Фонтанная арматура 4 включает не менее чем одну боковую и надкоренную задвижки 5, 6 соответственно. Подземное эксплуатационное оборудование включает, в том числе, управляемый клапан-отсекатель 7. Кроме того, каждую эксплуатационную скважину 1 оснащают установленными на шлейфе дроссельным клапаном 8 и контрольно-управляющими органами - плавкой вставкой 9 и клапаном 10 контроля низкого и высокого давления. По меньшей мере часть эксплуатационных скважин 1 куста, промысла, месторождения подключают к станции или блоку станций управления фонтанной арматурой 4 и подземным клапаном-отсекателем 7. Каждую из указанных станций оснащают насосно-аккумуляторной установкой 11 и, по меньшей мере, одним на скважину соединенным с ней по рабочему телу блоком 12 управления запорными органами скважины. Запорные органы оснащают управляемыми исполнительными механизмами закрытия-открытия потока добываемого нефтегазового флюида. Насосно-аккумуляторную установку 11 оснащают запитанной от бака 13 рабочего тела насосной группой 14 и силовым функциональным пневмогидроаккумулятором 15, подключенными к линии 16 высокого давления. Блок 12 управления оснащают запитанными от линии 16 высокого давления через регуляторы 17, 18 давления силовыми линиями 19-22 функционального управления запорными органами и связанной с последними через пусковые механизмы, выполненные в виде распределительных клапанов 23, 24 и управляющие силовым давлением в них, линией 27 логического управления упомянутыми запорными органами скважины. Управление эксплуатационной скважиной 1 производят с автоматическим обеспечением логической последовательности закрытия: «боковая задвижка 5 - надкоренная задвижка 6 - клапан-отсекатель 7», производимой через замедляющие системы, имеющие каждая управляющий пневмогидроаккумулятор 28, сообщенный с установленным на требуемое замедление дросселем 29 и командно сообщенный по рабочему телу с исполнительным механизмом. Для запуска исполнения команд на закрытие линию 27 логического управления гидравлически связывают с плавкой вставкой 9 и клапаном 10 контроля низкого и высокого давления, которые подключают каждый к своему управляющему сбросом давления распределительному клапану 23, 24 соответственно, инициирующему прохождение в линии 27 команды на закрытие скважины. Линию 27 логического управления дублированно снабжают аналогичными пусковыми механизмами, выполненными также в виде распределительных клапанов 25, 26 соответственно дистанционного и ручного запуска процесса закрытия запорных органов эксплуатационной скважины 1. Отработавшее рабочее тело при закрытии скважины 1 пропускают через байпасные дренажные линии 30 гидравлической системы.

Динамику работы станции управления определяют характеристиками управляющих пневмогидроаккумуляторов 28 давления и регулировкой дросселей 29, установленных на участках 31, 32 соответственно взаимодействия линии 27 логического управления с силовыми линиями 20, 21 функционального управления исполнительными механизмами надкоренной задвижки 6 и подземного клапана-отсекателя 7. Подбирают характеристики таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины 1 в заданной последовательности.

Подводимое к силовой линии 21 функционального управления подземного клапана-отсекателя 7 высокое давление предварительно понижают, пропуская через регулятор 18 давления до уровня, необходимого для подачи в последовательно установленный за ним мультипликатор 33 давления, из которого рабочее тело выходит с давлением, соответствующим необходимому для управления подземным клапаном-отсекателем 7. Производят дублирование работы отдельных элементов насосно-аккумуляторной установки 11, в частности дублируют работу линии «насос - регулятор давления - мультипликатор» параллельным подключением через входной и выходной краны резервной пары: регулятор давления - мультипликатор.

Контроль за соблюдением безопасных рабочих температур на скважине и автоматическое закрытие скважины при их нарушении инициируют и осуществляют за счет использования в гидросистеме линии 34 с разрушаемой плавкой вставкой 9, при расплавлении которой через упомянутый распределительный клапан 23 автоматически понижают давление в линии 27 логического управления и таким образом включают автоматическое закрытие боковой, надкоренной задвижек 5, 6 и клапана-отсекателя 7 через систему замедления, обеспечивающую логически последовательное прохождение командного сигнала на закрытие к исполнительным механизмам двух последних из них. При этом одновременно поступает сигнал о пожаре диспетчеру на центральный пульт управления (на чертежах условно не показан), размещенный на расстоянии от станции управления и сообщенный с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом.

Контроль за рабочим режимом давления на эксплуатационной скважине 1 и закрытие скважины при выходе из допустимого интервала давлений осуществляют за счет использования в гидросистеме линии 35 клапана 10 контроля низкого и высокого давлений в шлейфе, который при выходе за допустимый интервал давлений автоматически подает команду распределительному клапану 24 линии 27 логического управления и через нее осуществляют автоматическое закрытие скважины в упомянутой последовательности.

Дистанционный электромагнитный сигнал на закрытие скважины могут подавать с центрального пульта управления, причем станцию управления могут выполнять в виде шкафа 36, предпочтительно, из нержавеющей стали, в котором смонтированы упомянутые насосно-аккумуляторная установка 11 и блок 12 управления. Станцию снабжают обвязкой в виде упомянутых силовых линий 19-22 функционального управления, сообщенных по рабочему телу с исполнительными механизмами запорных органов 5, 6 дроссельного клапана 8 и клапана-отсекателя 7.

В шкафу 36 поддерживают температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех расположенных в нем элементов и систем. Его выполняют теплоизолированным и взрывозащищенным, а подключение кабельных линий к шкафу 36 выполняют через кабельные выводы во взрывозащищенном исполнении.

В качестве рабочего тела используют жидкость, выбираемую по температурной вязкости и температуре замерзания исходя из климатических условий работы скважины. Станцию управления, предназначенную для работы в третьей и четвертой климатических зонах, в качестве рабочего тела оснащают, преимущественно, минеральным маслом. Для первой и второй климатических зон в качестве рабочего тела принимают жидкость с низкой температурой замерзания, преимущественно, типа силиконовой, например полиметилсилоксановую. Рабочее тело, преимущественно, подают из бака 13, установленного в насосно-аккумуляторной установке 11, который оснащают не менее чем одним индикатором уровня заполнения жидкостью, например визуальным индикатором или датчиком уровня, сообщенным по каналам телемеханики с центральным пультом управления. Возможно применять датчик уровня, оборудованный системой подачи сигналов о предельно допустимом и критическом уровнях, или подсоединять к системе центрального пульта управления, выдающей команды на поддержание уровня жидкости в баке в заданных пределах. Для первой и второй климатических зон бак 13 рабочего тела снабжают подогревателем жидкости, выполненным в виде змеевика или ТЭНа.

Насосную группу 14 оснащают, по меньшей мере, одним насосом 37, преимущественно электронасосом высокого давления, предпочтительно аксиально-поршневым с асинхронным электродвигателем 38, продублированным для первой и второй климатических зон, по меньшей мере, одним дополнительным, параллельно подключенным электронасосом высокого давления. Насос 37 или насосы включают в линию 16 высокого давления через входной и выходной фильтры 39, 40, предпочтительно, грубой и тонкой очистки соответственно. Каждый из упомянутых насосов 37 на выходе оснащают предохранительным клапаном 41 давления и монтируют с возможностью избирательного отключения от линии 16 высокого давления через систему запорных устройств. Установленные на выходе фильтры 40 тонкой очистки снабжают визуальным индикатором и/или электрическим датчиком, сообщенным с центральным пультом управления. Насосную группу 14, снабженную на выходе устройствами запуска или остановки электродвигателей 38 насосов 37 и обратным клапаном 42, сообщают через последние по линии 16 высокого давления с выполненным модульно-секционным силовым функциональным пневмогидроаккумулятором 15. Он состоит из модулей 43, параллельно подключенных к коллектору 44, и предназначен для создания необходимого рабочего давления в упомянутых силовых линиях 19-22 функционального управления. Коллектор 44 с силовым функциональным пневмогидроаккумулятором 15 сообщают по рабочему телу с линией 16 высокого давления. Устройства запуска или остановки электродвигателей 38 насосов 37, подключенные к линии 16 высокого давления, выполняют, например, в виде реле 45 давления, либо в виде аналоговых датчиков давления, либо в виде электроконтактных манометров. Модули 43 силового функционального пневмогидроаккумулятора 15 выполняют с мембранным или, предпочтительно, поршневым разделителем сред. Суммарный рабочий объем всех модулей 43 силового функционального пневмогидроаккумулятора 15 принимают не менее необходимого для однократного открытия запорных органов 5, 6 скважины 1, дроссельного клапана 8 и клапана-отсекателя 7 при отключенной подаче электроэнергии или для поддержания рабочего состояния скважины 1 в течение не менее чем одного месяца при отсутствии электроэнергии.

Посредством регуляторов 17 давления понижают давление от функционального 10-100 МПа до рабочего 0,5-70 МПа в силовых линиях 20, 19, 22 функционального управления исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек 5,6, дроссельного клапана 8 и в линии 27 логического управления. Линия 27 логического управления включает также линии 35, 34 клапана 10 контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки 9. Регулятор 21 давления в силовой линии 21 функционального управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя 7 настраивают на подачу рабочего тела в последовательно установленный за ним мультипликатор 33 с учетом передаточного числа последнего и требуемого выходного давления рабочего тела не менее 21-70 МПа для последующей подачи и управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя 7. Все перечисленные силовые линии 19-22 функционального управления снабжают установленными на участках перед исполнительными механизмами предохранительными клапанами 46 давления.

Блок 12 управления оснащают системой автоматической защиты скважины 1, системой дистанционного и системой ручного отключения скважины. Система автоматической защиты включает подключенные к линии 27 логического управления через упомянутые распределительные клапаны 23, 24 линию 34 плавкой вставки 9 и линию 35 клапана 10 контроля низкого и высокого давления. Клапан 10 контроля низкого и высокого давления размещают в зоне, примыкающей к фонтанной арматуре 4, предпочтительно на шлейфе. Линии 35, 34 клапана 10 контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки 9 снабжены реле 47 или датчиками давления с возможностью выдачи сигнала об отключении скважины соответственно по пожару или по причине выхода за пределы диапазона допустимых рабочих давлений, устанавливаемых настройкой клапана 10 контроля низкого и высокого давления на центральный пульт управления.

Линию 27 логического управления последовательно соединяют по рабочему телу через распределительные клапаны 48-50 для обеспечения требуемой логической последовательности управления скважиной 1 и клапаны-распределители 51-53 с силовыми линиями 19-21 функционального управления исполнительными механизмами, в том числе, по крайней мере, клапана-отсекателя 7, надкоренной и боковой задвижек 6, 5 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 27 логического управления устанавливают упомянутые управляющие пневмогидроаккумуляторы 28 с возможностью их взаимодействия на сбросе давления каждого со своим дросселем 29. Управляющий пневмогидроаккумулятор 28 на участке 32 взаимодействия с силовой линией 21 функционального управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя 7 настраивают на замедление закрытия подземного клапана-отсекателя 7 на время, в 1,5-2 раза превышающее интервал между закрытием надкоренной задвижки 6 и боковой задвижки 5, составляющий от 10 до 120 с.

На линии 27 логического управления на участке ее подвода к силовой линии 19 функционального управления исполнительным механизмом боковой задвижкой 5 устанавливают электромагнитный клапан 54 дистанционного отключения боковой задвижки 5.

Силовую линию 22 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана 8 снабжают трехпозиционным распределительным клапаном 55, предпочтительно, с двумя электромагнитами.

Распределительные клапаны всех силовых линий 19-22 функционального управления исполнительными механизмами связывают с байпасной дренажной линией 30 для сброса отработавшего рабочего тела. Байпасную дренажную линию 30 сообщают, преимущественно, через фильтр с баком 13 рабочего тела.

На силовых линиях 19-22 функционального управления исполнительными механизмами запорных органов 6, 5 дроссельного клапана 8, подземного клапана-отсекателя 7 устанавливают температурные предохранительные клапаны 56, закоммутированные на выходе с байпасной дренажной линией 30 для сброса избытков рабочего тела, выделяемых при перепадах температур рабочего тела и/или окружающей среды.

Насосно-аккумуляторную установку 11 выполняют, преимущественно, с выносной лицевой панелью управления.

Запорные органы 5, 6, дроссельный клапан 8 и клапан-отсекатель 7 снабжают приборами управления, вынесенными на лицевую панель блока управления.

Управление исполнительными механизмами линии 27 логического управления могут осуществлять в дистанционном режиме по командам удаленного оператора, например диспетчера центрального пульта управления.

Контроль за уровнем давления в магистралях станции осуществляют автоматически, в том числе при помощи электроконтактных манометров.

Программу работы блока 12 управления станции настраивают таким образом, что при отсутствии питающего напряжения для элементов станции запорные элементы фонтанной арматуры остаются открытыми, а блок обеспечивает передачу сигнала об отсутствии напряжения на центральный пульт управления.

Возможность закрытия скважины 1 в последовательности боковая задвижка 5 - надкоренная задвижка 6 - подземный клапан-отсекатель 7 обеспечивают в автоматическом режиме по командам пульта управления станции, в дистанционном режиме управления по команде оператора с отдаленного центрального пункта управления и в ручном режиме, а открытие в последовательности: подземный клапан-отсекатель 7 - надкоренная задвижка 6 - боковая задвижка 5 обеспечивают, предпочтительно, в ручном режиме управления.

Эксплуатируют нефтегазовое месторождение следующим образом.

На момент начала работы станции управления всю гидравлическую систему заполняют рабочим телом - рабочей средой.

Требуемое рабочее давление рабочей среды в линиях управления станции создают и поддерживают посредством насосно-аккумуляторной установки 11.

Рабочую среду из бака 13 объемом порядка 200 л по трубопроводу подают через фильтр грубой очистки 39 и кран на вход электронасоса 37, который приводят в действие электродвигателем 38. На выходе из насоса 37 после крана рабочую среду пропускают через фильтр 40 тонкой очистки.

Предохранительный клапан 41 настраивают на заданное рабочее давление 21 МПа и при превышении заданного значения давления соединяют линию 16 высокого давления с полостью бака 13. Происходит сброс лишнего объема рабочей среды по байпасной дренажной линии 30.

Через обратный клапан 42 из линии 16 высокого давления рабочую среду подают в коллектор 44 и заполняют модули 43 силового функционального пневмогидроаккумулятора 15, предназначенные для хранения необходимого запаса рабочей среды под давлением, при этом каждый модуль 43 выполнен объемом 40-50 л.

После заполнения силового функционального пневмогидроаккумулятора 15 рабочую среду по трубопроводам подают в силовые линии 19-22 функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, клапана-отсекателя, дроссельного клапана и в линию 27 логического управления.

С помощью регулятора 18 давления в силовой линии 21 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя 7 понижают давление в линии 16 высокого давления с 21 МПа до давления трех- или четырехкратного давления на выходе из мультипликатора 33, обеспечивающего рабочее давление на линии 21 функционального управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя 7, равного 24 МПа (280 кгс/см²). Предохранительный клапан 46 настраивают на заданное рабочее давление 28 МПа и при превышении заданного значения давления соединяют упомянутую линию 21 с полостью бака 13 и происходит сброс лишнего объема рабочей среды по байпасной дренажной линии 30.

С помощью регуляторов 17 давления понижают давление в силовой линии 22 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана 8 и в линии 27 логического управления до рабочего давления 4 МПа (40 кгс/см²), а в силовых линиях 19, 20 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек 5, 6 - до 14 МПа (140 кгс/см²). Предохранительные клапаны 46 настраивают на заданное рабочее давление 4 МПа и при превышении заданного значения давления соединяют упомянутые линии с полостью бака 13, происходит сброс лишнего объема рабочей среды по байпасной дренажной линии 30.

В блоке 12 управления станции рабочую среду при давлении 4 МПа в линии 27 логического управления подают на вход нормально закрытого гидравлического распределительного клапана 23, предназначенного для сброса давления управления при пожаре. После заполнения линии 34 плавкой вставки 9 гидравлический распределительный клапан 23 открывают и рабочая среда поступает на вход нормально закрытого гидравлического распределительного клапана 24, предназначенного для сброса давления управления при срабатывании клапана 10 контроля низкого и высокого давления, установленного в линии 35 упомянутого клапана. Затем рабочая среда проходит через нормально открытые распределительный клапан 25, предназначенный для дистанционного отключения всей скважины, и распределительный клапан 26, предназначенный для ручного аварийного отключений всей скважины посредством кнопки аварийного отключения.

После распределительного клапана 26 рабочую среду подают на вход нормально закрытого распределительного клапана 48 с гидроприводом и ручным дублером.

При заполненной линии 34 плавкой вставки 9 реле 47 давления выдает сигнал на центральный пульт управления.

При заполненной линии 35 клапана 10 контроля низкого и высокого давления другое реле 47 давления также выдает сигнал на центральный пульт управления.

Далее, для того чтобы открыть скважину, нужно выполнить следующую последовательность действий:

- потянуть за ручку распределительного клапана 48, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 58 поступает на привод клапана-распределителя 51, который открывается и рабочая среда из силовой линии 21 функционального управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя 7 поступает на его исполнительный механизм. Происходит открытие подземного клапана-отсекателя 7.

- потянуть за ручку распределительного клапана 49, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 59 поступает на привод клапана-распределителя 52, который открывается и рабочая среда из силовых линий 19, 20 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек 5, 6 поступает на исполнительный механизм надкоренной задвижки 6. Происходит открытие надкоренной задвижки 6.

- потянуть за ручку распределительного клапана 49, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 59 и нормально открытый электромагнитный клапан 54 поступает на привод клапана-распределителя 53, который открывается и рабочая среда из силовых линий 19, 20 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек 5,6 поступает на исполнительный механизм боковой задвижки 5. Происходит открытие боковой задвижки 5. Газ из газодобывающих скважин 1 куста по колоннам 3 насосно-компрессорных труб поступает через открытый клапан-отсекатель 7 в фонтанную арматуру 4.

Закрытие скважины 1 может осуществляться по системе автоматической защиты или по системе дистанционного отключения скважины. Кроме того, существует возможность автономного управления регулирующим дроссельным клапаном.

Система автоматической защиты

При штатных значениях давлений в линиях 35, 34 соответственно клапана 10 контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки 9 скважины распределительный клапан 24 находится в открытом положении. При падении или повышении давления рабочей среды в упомянутых линиях ниже или выше установленных (заданных) значений распределительный клапан 24 переходит в закрытое положение, происходит сброс рабочей среды из силовых линий 19-21 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой, надкоренной задвижек 5, 6 и подземного клапана-отсекателя 7. Дроссели 29 с управляющими пневмогидроаккумуляторами 28 служат для регулирования временного интервала при последовательном закрытии запорных органов скважины.

В случае возникновения пожара при повышении температуры окружающей среды на устье скважины выше установленного значения (при пожарной ситуации) происходит сброс рабочей среды из линии 34 плавкой вставки 9, после чего распределительный клапан 23 переходит в закрытое положение, происходит сброс рабочей среды из силовых линий 19-21 функционального управления соответственно боковой, надкоренной задвижками 5, 6 и подземного клапана-отсекателя 7. Дроссели 29 с управляющими пневмогидроаккумуляторами 28 служат для регулирования временного интервала при последовательном закрытии запорных органов скважины.

Система дистанционного отключения скважины

В блоке 12 управления станции установлены распределительный клапан 25, выполненный электромагнитным, и электромагнитный клапан 54 дистанционного отключения, управляемые с панели управления станции или с центрального пульта управления.

При подаче сигнала 24В на электропривод распределительного клапана 25 производится дистанционное закрытие боковой задвижки 5, надкоренной задвижки 6 и подземного клапана-отсекателя 7.

При подаче сигнала 24В на электропривод клапана 54 дистанционного управления производится дистанционное закрытие боковой задвижки 5.

Управление регулирующим дроссельным клапаном

При подаче напряжения на первый электромагнит трехпозиционного распределительного клапана 55 рабочая среда под давлением до 4 МПа из силовой линии 22 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана 8 подается в его исполнительный механизм. От позиционера, установленного на упомянутом клапане, выдается аналоговый сигнал в шкаф 36 управления или на центральный пульт управления. После чего от шкафа 36 поступает сигнал на первый электромагнит (снимается напряжение) и трехпозиционный распределительный клапан 55 переводится в нейтральное положение. При необходимости снижения расхода нефтегазового флюида от шкафа 36 управления подается сигнал на второй электромагнит трехпозиционного распределительного клапана 55, происходит сброс рабочей среды до заданных параметров.

Таким образом, предложенный способ эксплуатации нефтегазового месторождения обеспечивает повышение надежности и его безаварийной эксплуатации.

Claims (24)

1. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения, характеризующийся тем, что он включает бурение разведочных скважин, оконтуривание месторождения и оценку природных ресурсов углеводородов, бурение одиночных или образующих кусты эксплуатационных скважин, прокладку шлейфов и сборных коллекторов, инженерных сетей и коммуникаций, оборудование установок комплексной и, при необходимости, предварительной подготовки нефтегазового флюида, оснащение эксплуатационных скважин устьевым оборудованием с фонтанной арматурой, включающей не менее чем одну боковую и надкоренную задвижки, а также подземным клапаном-отсекателем и установленными на шлейфе дроссельным клапаном и контрольно-управляющими органами - плавкой вставкой и клапаном контроля низкого и высокого давления, при этом эксплуатацию скважины ведут с управлением процессами добычи нефтегазового флюида, для чего, по меньшей мере, часть эксплуатационных скважин куста, промысла, месторождения подключают к сообщенной с центральным пультом управления станции или блоку станций управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем, при этом каждую из указанных станций оснащают насосно-аккумуляторной установкой и, по меньшей мере, одним на скважину, соединенным с ней по рабочему телу преимущественно в виде жидкости, блоком управления запорными органами скважины, которые для этого оснащают управляемыми исполнительными механизмами закрытия-открытия потока добываемого нефтегазового флюида, при этом насосно-аккумуляторную установку оснащают запитанной от бака рабочего тела насосной группой и силовым функциональным пневмогидроаккумулятором, подключенными к линии высокого давления, а блок управления оснащают запитанными от указанной линии через регуляторы давления силовыми линиями функционального управления запорными органами и связанной с последними через пусковые механизмы, управляющие силовым давлением в них, линией логического управления упомянутыми запорными органами скважины, причем управление скважиной производят с автоматическим обеспечением логической последовательности закрытия: боковая задвижка - надкоренная задвижка - подземный клапан-отсекатель, производимой через замедляющие системы, имеющие каждая управляющий пневмогидроаккумулятор, сообщенный с установленным на требуемое замедление дросселем и командно сообщенный по рабочему телу с исполнительным механизмом, а для запуска исполнения команд на закрытие линию логического управления гидравлически связывают с плавкой вставкой и клапаном контроля низкого и высокого давления, которые подключают каждый к своему управляющему сбросом давления пусковому механизму, инициирующему прохождение в линии команды на закрытие скважины, кроме того, упомянутую линию дублированно снабжают аналогичными пусковыми механизмами дистанционного и ручного запуска процесса закрытия запорных органов скважины, при этом отработавшее рабочее тело при закрытии скважины пропускают через байпасные дренажные линии гидравлической системы.

2. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что динамику работы станции управления определяют характеристиками управляющих пневмогидроаккумуляторов давления и регулировкой дросселей, установленных на участках взаимодействия линии логического управления с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами надкоренной задвижки и подземного клапана-отсекателя, и подбирают таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины в заданной последовательности.

3. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что подводимое к силовой линии функционального управления подземного клапана-отсекателя высокое давление предварительно понижают, пропуская через регулятор давления до уровня, необходимого для подачи в последовательно установленный за ним мультипликатор давления, из которого рабочее тело выходит с давлением, соответствующим необходимому для управления упомянутым подземным клапаном-отсекателем.

4. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.3, отличающийся тем, что производят дублирование работы отдельных элементов насосно-аккумуляторной установки, в частности дублируют работу линии: насос - регулятор давления - мультипликатор параллельным подключением через входной и выходной краны резервной пары: регулятор давления - мультипликатор.

5. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что контроль за соблюдением безопасных рабочих температур на скважине и автоматическое закрытие скважины при их нарушении инициируют и осуществляют за счет использования в гидросистеме линии с разрушаемой плавкой вставкой, при расплавлении которой через упомянутый пусковой механизм автоматически понижают давление в линии логического управления и таким образом включают автоматическое закрытие боковой, надкоренной задвижек и подземного клапана-отсекателя через систему замедления, обеспечивающую логически последовательное прохождение командного сигнала на закрытие к исполнительным механизмам двух последних из них, одновременно поступает сигнал о пожаре диспетчеру на центральный пульт управления, размещенный на расстоянии от станции управления и сообщенный с ней линией связи, например, оптоволоконным кабелем или радиоканалом.

6. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что контроль за рабочим режимом давления на скважине и закрытие скважины при выходе из допустимого интервала давлений осуществляют за счет использования в гидросистеме линии клапана контроля низкого и высокого давлений в шлейфе, который при выходе за допустимый интервал давлений автоматически подает команду пусковому механизму линии логического управления и через нее осуществляют автоматическое закрытие скважины в упомянутой последовательности.

7. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, характеризующийся тем, что дистанционный электромагнитный сигнал на закрытие скважины подают с центрального пульта управления, размещенного на расстоянии от станции управления и сообщенного с ней линией связи, например, оптоволоконным кабелем или радиоканалом, причем станцию управления выполняют в виде шкафа предпочтительно из нержавеющей стали, в котором смонтированы упомянутые насосно-аккумуляторная установка и блок управления, кроме того, станцию снабжают обвязкой в виде упомянутых силовых линий функционального управления, сообщенных по рабочему телу с исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана и подземного клапана-отсекателя.

8. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.8, отличающийся тем, что в шкафу поддерживают температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех расположенных в нем элементов и систем.

9. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.8, отличающийся тем, что шкаф станции управления выполняют теплоизолированным и взрывозащищенным, а подключение кабельных линий к шкафу выполняют через кабельные выводы во взрывозащищенном исполнении.

10. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочего тела используют жидкость, выбираемую по температурной вязкости и температуре замерзания исходя из климатических условий работы скважины, при этом станцию управления, предназначенную для работы в третьей и четвертой климатических зонах, в качестве рабочего тела оснащают преимущественно минеральным маслом, а для первой и второй климатических зон в качестве рабочего тела принимают жидкость с низкой температурой замерзания, преимущественно типа силиконовой, например полиметилсилоксановую, при этом рабочее тело подают из бака, установленного в насосно-аккумуляторной установке, который оснащают не менее чем одним индикатором уровня заполнения жидкостью, например визуальным индикатором или датчиком уровня, сообщенным по каналам телемеханики с центральным пультом управления, размещенным на расстоянии от станции управления и сообщенным с ней линией связи, например, оптоволоконным кабелем или радиоканалом, при этом применяют датчик уровня, оборудованный системой подачи сигналов о предельно допустимом и критическом уровнях или подсоединяют к системе центрального пульта управления, выдающей команды на поддержание уровня жидкости в баке в заданных пределах, а для первой и второй климатических зон бак рабочего тела снабжают подогревателем жидкости, выполненным в виде змеевика или ТЭНа.

11. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что насосную группу оснащают, по меньшей мере, одним насосом, преимущественно электронасосом высокого давления, предпочтительно аксиально-поршневым с асинхронным электродвигателем, продублированным для первой и второй климатических зон, по меньшей мере, одним дополнительным, параллельно подключенным электронасосом высокого давления, причем указанный насос или насосы включают в линию высокого давления через входной и выходной фильтры, предпочтительно грубой и тонкой очистки соответственно, причем каждый из упомянутых насосов на выходе оснащают предохранительным клапаном давления и монтируют с возможностью избирательного отключения от линии высокого давления через систему запорных устройств, причем, по крайней мере, установленные на выходе фильтры тонкой очистки снабжают визуальным индикатором и/или электрическим датчиком, сообщенным с центральным пультом управления, размещенным на расстоянии от станции управления и сообщенным с ней линией связи, например, оптоволоконным кабелем или радиоканалом, при этом насосную группу, снабженную на выходе устройствами запуска или остановки электродвигателей насосов и обратным клапаном, сообщают 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 силовых линиях функционального управления, при этом коллектор с силовым функциональным пневмогидроаккумулятором сообщают по рабочему телу с линией высокого давления, кроме того, упомянутые устройства запуска или остановки электродвигателей насосов, подключенные к линии высокого давления, выполняют, например, в виде реле давления, либо в виде аналоговых датчиков давления, либо в виде электроконтактных манометров, причем модули упомянутого силового функционального пневмогидроаккумулятора выполняют с мембранным или предпочтительно поршневым разделителем сред, при этом суммарный рабочий объем всех модулей силового функционального пневмогидроаккумулятора принимают не менее необходимого для однократного открытия запорных органов скважины, дроссельного клапана и подземного клапана-отсекателя при отключенной подаче электроэнергии или для поддержания рабочего состояния скважины в течение не менее чем одного месяца при отсутствии электроэнергии.

12. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что 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, а регулятор давления в силовой линии функционального управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя настраивают на подачу рабочего тела в последовательно установленный за ним мультипликатор с учетом передаточного числа последнего и требуемого выходного давления рабочего тела не менее 21-70 МПа для последующей подачи и управления исполнительным механизмом подземного клапана-отсекателя, при этом все перечисленные силовые линии функционального управления снабжают установленными на участках перед исполнительными механизмами предохранительными клапанами давления.

13. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что блок управления оснащают системой автоматической защиты скважины, системой дистанционного и системой ручного отключения скважины, причем система автоматической защиты включает подключенные к линии логического управления через упомянутые пусковые механизмы линию плавкой вставки и линию клапана контроля низкого и высокого давления, при этом клапан контроля низкого и высокого давления размещают 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 об отключении скважины соответственно по пожару или по причине выхода за пределы диапазона допустимых рабочих давлений, устанавливаемых настройкой клапана контроля низкого и высокого давления, на центральный пульт управления, размещенный на расстоянии от станции управления и сообщенный с ней линией связи, например, оптоволоконным кабелем или радиоканалом.

14. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что линию логического управления последовательно соединяют по рабочему телу через распределительные клапаны для обеспечения требуемой логической последовательности управления скважиной и клапаны-распределители с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами, в том числе, по крайней мере, подземного клапана-отсекателя, надкоренной и боковой задвижек 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 устанавливают 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 подземного клапана-отсекателя настраивают на замедление закрытия подземного клапана-отсекателя на время, в 1,5-2 раза превышающее интервал между закрытием надкоренной задвижки и боковой задвижки, составляющий от 10 до 120 с.

15. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что на линии логического управления на участке ее подвода к силовой линии функционального управления исполнительным механизмом боковой задвижки устанавливают электромагнитный клапан дистанционного включения и отключения боковой задвижки.

16. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что силовую линию функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана снабжают трехпозиционным распределительным клапаном предпочтительно с двумя электромагнитами.

17. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что распределительные клапаны всех силовых линий функционального управления исполнительными механизмами связывают с байпасной дренажной линией, при этом байпасную дренажную линию сообщают преимущественно через фильтр с баком рабочего тела, установленным в насосно-аккумуляторной установке.

18. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.17, отличающийся тем, что на силовых линиях функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана, подземного клапана-отсекателя устанавливают температурные предохранительные клапаны, закомментированные на выходе с байпасной дренажной линией для сброса избытков рабочего тела, выделяемых при перепадах температур рабочего тела и/или окружающей среды.

19. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что насосно-аккумуляторную установку выполняют преимущественно с выносной лицевой панелью управления.

20. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что запорные органы, дроссельный клапан и подземный клапан-отсекатель снабжают приборами управления, вынесенными на лицевую панель блока управления.

21. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что управление исполнительными механизмами линии логического управления осуществляют в дистанционном режиме по командам удаленного оператора, например диспетчера центрального пульта управления, размещенного на расстоянии от станции управления и сообщенного с ней линией связи, например, оптоволоконным кабелем или радиоканалом.

22. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что контроль за уровнем давления в магистралях станции управления осуществляют автоматически, в том числе при помощи электроконтактных манометров.

23. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что программу работы блока управления станции настраивают таким образом, что при отсутствии питающего напряжения для элементов станции запорные элементы фонтанной арматуры остаются открытыми, а блок управления обеспечивает передачу сигнала об отсутствии напряжения на центральный пульт управления.

24. Способ эксплуатации нефтегазового месторождения по п.1, отличающийся тем, что возможность закрытия скважины в последовательности: боковая задвижка - надкоренная задвижка - подземный клапан-отсекатель обеспечивают в автоматическом режиме по командам пульта управления станции, в дистанционном режиме управления по команде оператора с отдаленного пункта управления и в ручном режиме, а открытие в последовательности: подземный клапан-отсекатель - надкоренная задвижка - боковая задвижка обеспечивают предпочтительно в ручном режиме управления.

Images