RU2596175C1 - X-tree control method and device therefor - Google Patents
X-tree control method and device therefor Download PDFInfo
- Publication number
- RU2596175C1 RU2596175C1 RU2015115323/03A RU2015115323A RU2596175C1 RU 2596175 C1 RU2596175 C1 RU 2596175C1 RU 2015115323/03 A RU2015115323/03 A RU 2015115323/03A RU 2015115323 A RU2015115323 A RU 2015115323A RU 2596175 C1 RU2596175 C1 RU 2596175C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- control
- station
- valves
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано в технике автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации газонефтедобывающих скважин.The invention relates to the gas industry and can be used in the technique of automatic control of technological processes and is intended to improve the reliability of the operation of oil and gas wells.
Известна станция управления фонтанной арматурой фирмы «Cameron», эксплуатируемая на Астраханском газоконденсатном месторождении (см. «Оборудование устья скважин и фонтанной арматуры», том 6, в/о Машиноимлорт, контракт №50-0926/71338. Камерон №870020, № техдокументации Р190/87, Москва, СССР).The well-known Cameron fountain valve control station operated at the Astrakhan gas condensate field (see "Wellhead and fountain fittings equipment",
Указанная станция содержит шкаф управления фонтанной арматурой, мембранный пневмогидравлический разделитель сред, нормально закрытый трехлинейный двухпозиционный пневмораспределитель с пневмоприводом, манометр, клапанные пары сопло-заслонка, редуктор и дроссель, установленные как по линии управления боковой задвижкой, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем и фонтанной арматурой. В шкафу управления смонтированы пневматическая и гидравлическая системы управления приводами фонтанной арматуры (ФА), центральной задвижки (ЦЗ), боковой задвижки (БЗ) и подземного клапана-отсекателя (ПКО). Гидравлическая полость мембранного разделителя сообщена с чувствительным элементом манометра, при этом последний соединен с заслонкой клапанной пары сопло-заслонка при помощи передаточного механизма.The specified station contains a control cabinet for fountain fittings, a membrane pneumatic-hydraulic separator of media, a normally closed three-line on-off pneumatic directional valve, a manometer, valve pairs, a nozzle-flapper, a reducer and a throttle installed both along the control line of the lateral valve and the control line of the underground shutoff valve and fountain fittings. In the control cabinet mounted pneumatic and hydraulic control systems for actuators of fountain valves (FA), a central valve (CZ), a lateral valve (BZ) and an underground shut-off valve (PKO). The hydraulic cavity of the membrane separator is in communication with the sensitive element of the pressure gauge, while the latter is connected to the valve of the valve pair of the nozzle-damper using a transmission mechanism.
Недостатком данной станции является недостаточная надежность и необходимость ее обслуживания высококвалифицированным персоналом, вызванная тем, что настройка передаточного механизма от чувствительного элемента манометра к заслонке клапанной пары сопло-заслонка кропотлива и требует внимательного отношения персонала.The disadvantage of this station is the lack of reliability and the need for its maintenance by highly qualified personnel, due to the fact that adjusting the transmission mechanism from the pressure gauge element to the valve pair of the nozzle-valve is painstaking and requires careful attention from the personnel.
Известен способ управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем газодобывающих скважин, заключающийся в открытии и закрытии фонтанной арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы боковой (БЗ) и стволовой (СЗ) задвижек, подземного клапана-отсекателя (ПКО) и клапанов, регулирующих дебет каждой скважины при помощи системы, содержащей приборы КиП и А, исполнительные механизмы и установленной в шкафу станции (патент РФ №2181426 от 02.07.01, МПК: E21B 33/03, 43/12).There is a method of controlling fountain fittings and an underground valve-shutoff of gas production wells, which consists in opening and closing the fountain fittings of a wellbore by independently supplying a working fluid to the actuators of the lateral (BZ) and stem (SZ) gate valves, the underground shutoff valve (PKO) and valves regulating the debit of each well using a system containing instrumentation and instrumentation A, actuators and installed in the station cabinet (RF patent No. 2181426 dated 02.07.01, IPC: E21B 33/03, 43/12).
Для реализации данного способа используется станция управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем газодобывающих скважин, содержащая шкаф управления, в котором смонтированы пневматическая и гидравлическая системы, мембранные пневмогидравлические разделители сред и нормально закрытые трехлинейные двухпозиционные пневмораспределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления боковой задвижкой, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем и фонтанной арматурой, при этом в ней по линии управления боковой задвижкой дополнительно установлен нормально открытый трехлинейный двухпозиционный пневмораспределитель с приводом, полость входа которого сообщена с пневматической системой шкафа управления, полость выхода соединена с полостью входа нормально закрытого трехлинейного двухпозиционного пневмораспределителя, при этом полости приводов нормально открытых и нормально закрытых трехлинейных двухпозиционных пневмораспределителей соединены каналом с гидравлической полостью мембранных пневмогидравлических разделителей сред (Патент РФ №2181426 от 02.07.01, МПК: E21B 33/03, 43/12).To implement this method, a control station for fountain fittings and an underground shutoff valve for gas production wells is used, which contains a control cabinet in which pneumatic and hydraulic systems are installed, membrane pneumohydraulic media dividers and normally closed three-line on-off pneumatic valves with an input and output and drainage cavities, installed both along the control line of the lateral valve, and along the control line of the underground shutoff valve and fountain arm Uroy, at the same time, a normally open three-line two-position pneumatic distributor with a drive is installed in it along the side valve control line, the input cavity of which is connected to the pneumatic system of the control cabinet, the output cavity is connected to the input cavity of a normally closed three-line two-position pneumatic distributor, while the actuator cavities are normally open and normally closed three-line on-off directional valves are connected by a channel to the hydraulic cavity of the membrane evohydraulic media separators (RF Patent No. 2181426 dated 02.07.01, IPC:
Недостатками данного способа управления и станции являются сложность конструкции, вызванная необходимостью применения нормально закрытых трехлинейных двухпозиционных пневмораспределителей, соединенных каналом с гидравлической полостью мембранных пневмогидравлических разделителей сред, что приводит к недостаточно высокой надежности работы станции, в т.ч. зависимости работы станции от наличия напряжения питания.The disadvantages of this control method and the station are the design complexity caused by the need to use normally closed three-line on-off pneumatic valves, connected by a channel to the hydraulic cavity of the membrane pneumohydraulic media separators, which leads to insufficiently high reliability of the station, including the dependence of the station on the availability of supply voltage.
Известен способ управления фонтанными арматурами куста скважин и устройство для его реализации, заключающийся в открытии и закрытии фонтанной арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы боковых и стволовых задвижек, подземных клапанов-отсекателей и клапанов, регулирующих дебет каждой скважины при помощи системы, содержащей приборы КиП и А, исполнительные механизмы и установленной в шкафу станции, отличающийся тем, что в качестве рабочего тела для управления приводами исполнительных механизмов используют жидкость, рабочее давление которой предварительно создают в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, а открытие фонтанной арматуры для подачи газового конденсата из скважины осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке с задержкой времени, определяемой инертностью приводов исполнительных механизмов и безопасностью работы системы и устройство для реализации указанного способа, содержащее шкаф станции, в котором смонтирована гидравлическая система для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем скважин, содержащая приборы КиП и А, исполнительные механизмы, распределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления стволовой и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, при этом в гидравлической системе установлены аккумуляторы давления, соединенные с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления, мультипликаторами и трубопроводами для подачи рабочей жидкости в исполнительные механизмы боковой задвижки, стволовой задвижки, подземного клапана-отсекателя и клапана, регулирующего дебет скважины. (Патент РФ №2362004, МПК: E21B 33/03, 43/12).A known method of controlling the fountain reinforcement of the wellbore and a device for its implementation, which consists in opening and closing the fountain reinforcement of the wellbore by independently supplying a working fluid to the actuators of the lateral and stem valves, underground shutoff valves and valves regulating the debit of each well using the system, containing instrumentation and instrumentation A, actuators and installed in the station cabinet, characterized in that as a working fluid for controlling actuators actuators They use liquid, the working pressure of which is previously created in pneumohydroaccumulators of pressure combined with the working medium tank, pumps, pressure regulators and multipliers in the pump-accumulator unit, and the fountain valves for supplying gas condensate from the well are opened in the following sequence: underground shut-off valve , stem gate valve, side gate valve, closing - in the reverse order with a time delay determined by the inertia of the actuator actuators and without the operational safety of the system and a device for implementing the indicated method, comprising a station cabinet, in which a hydraulic system for controlling fountain fittings and an underground well shut-off valve is installed, containing instrumentation and automation devices, actuators, distributors with a drive and with inlet, outlet and drainage cavities installed both on the control line of the stem and side gate valves and on the control line of the underground shutoff valve, while pressure accumulators are installed in the hydraulic system connected to the working fluid tank, pumps, pressure regulators, multipliers and pipelines for supplying the working fluid to the actuators of the lateral valve, stem valve, underground shut-off valve and the valve controlling the debit of the well. (RF patent No. 2362004, IPC:
Указанный способ реализуется следующим образом.The specified method is implemented as follows.
Предварительно в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, создают давление жидкости, используемой в станции управления в качестве рабочего тела. Использование пневмогидроаккумуляторов давления позволит поддерживать давление рабочего тела в системе в случае отключения станции от сети питания, как минимум, до 3-х раз. Далее жидкость под давлением поступает в исполнительные механизмы системы для дальнейшего использования. Открытие фонтанной арматуры для подачи газового конденсата из скважины осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке с задержкой времени, определяемой инертностью приводов исполнительных механизмов и безопасностью работы системы, т.к. именно такая последовательность действий при открытии/закрытии обеспечивает безаварийное открытие/закрытие скважины. Динамику работы системы управления фонтанными арматурами определяют характеристиками дополнительных аккумуляторов давления и регулировкой дросселей, установленных на линии подачи рабочей жидкости в приводы исполнительных механизмов, и подбирают таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины в заданной последовательности. Жидкость, используемая в качестве рабочего тела, после использования в исполнительных механизмах системы, поступает в бак гидравлический рабочего тела.Previously, in pneumohydroaccumulators of pressure combined with the working medium tank, pumps, pressure regulators and multipliers in the pump-accumulator unit, the pressure of the liquid used in the control station as the working medium is created. The use of pneumatic pressure accumulators will allow maintaining the pressure of the working fluid in the system in case of disconnecting the station from the power supply, at least up to 3 times. Further, the liquid under pressure enters the actuators of the system for further use. The opening of the fountain valves for supplying gas condensate from the well is carried out in the following sequence: underground shut-off valve, stem valve, lateral valve, closing - in the reverse order with a time delay determined by the inertia of the actuators and the safety of the system, as it is precisely this sequence of actions when opening / closing that ensures trouble-free opening / closing of the well. The dynamics of the control system of fountain fittings is determined by the characteristics of additional pressure accumulators and the regulation of throttles installed on the supply line of the working fluid to the actuator actuators, and is selected in such a way as to ensure trouble-free shutting of the well in a given sequence. The liquid used as a working fluid, after being used in the actuators of the system, enters the hydraulic working fluid tank.
Известен способ управления фонтанной арматурой преимущественно газоконденсатной скважины, предназначенной для добычи пластового флюида, заключающийся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке путем независимой подачи рабочего тела в механизмы приводов подземного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек при помощи станции управления, содержащей блок управления, приборы КиП и А, исполнительные механизмы, установленные в шкафу станции, и образующие пневмогидравлическую систему станции управления, соединенную через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, отличающийся тем, что в качестве блока управления, обеспечивающего выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, используют программно-технический комплекс, преимущественно, в виде контроллера, предпочтительно с локальным пультом управления, содержащим монитор с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой, при этом в качестве рабочего тела для механизма привода подземного клапана-отсекателя применяют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают при помощи пневмоприводного гидравлического насоса, в механизм привода которого подают предварительно подготовленный газ управления из входной магистрали, причем подачу гидравлической жидкости в привод подземного клапана-отсекателя с пневмоприводного гидравлического насоса осуществляют через распределитель, управляемый газом управления, подаваемым в механизмы привода пневмоуправляемых задвижек, при этом в качестве рабочего тела для управления механизмами приводов пневмоуправляемых стволовой и боковой задвижек используют указанный газ управления.A known method of controlling the fountain valves of a predominantly gas condensate well designed to produce formation fluid, which consists in opening / closing shut-off and control valves in the following sequence: underground shut-off valve, stem valve, lateral valve, closing — in the reverse order by independently supplying the working fluid to mechanisms of drives of the underground shutoff valve, side and stem valves using a control station containing a control unit, instrumentation and automation devices, executor The mechanisms installed in the cabinet of the station, and forming the pneumohydraulic system of the control station, connected through the sensors to control the parameters of the station to the control unit of the station, characterized in that as a control unit that provides logical operations for opening / closing the well, use software and hardware complex, mainly in the form of a controller, preferably with a local control panel containing a monitor with touch control for entering commands in interactive mode and the local keyboard, while hydraulic fluid is used as the working fluid for the drive mechanism of the underground shutoff valve, the working pressure of which is created using a pneumatic hydraulic pump, into the drive mechanism of which pre-prepared control gas is supplied from the input line, and the hydraulic fluid is supplied to the drive of the underground shut-off valve from the pneumatic hydraulic pump is carried out through a distributor controlled by a control gas supplied to mechanisms for driving pneumatically operated valves, while the specified control gas is used as a working medium for controlling the mechanisms of actuators for pneumatically controlled stem and side valves.
Для реализации указанного способа используется устройство, содержащее шкаф станции, в котором смонтирован блок управления станции, пневмогидравлическая система для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем скважин, содержащая приборы КиП и А, исполнительные механизмы, распределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления стволовой и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, при этом пневмогидравлическая система станции управления соединена через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом блок управления, обеспечивающий выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, выполнен в виде программно-технического комплекса, преимущественно, в виде контроллера, предпочтительно с локальным пультом управления и монитором с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой, при этом в линии подачи рабочего тела в исполнительный механизм подземного клапана-отсекателя установлен пневмоприводной гидравлический насос, преимущественно с ручным дублером, объединенный с баком рабочего тела, регулятором давления и клапаном предохранительным в масляный блок, причем механизм привода вышеупомянутого насоса и исполнительный механизм распределителя, обеспечивающего подачу гидравлической жидкости в механизм привода клапана-отсекателя, соединены с входной магистралью подачи газа управления, при этом в линиях подачи рабочего тела в механизмы привода боковой и стволовой задвижек как минимум установлено по одному распределителю и обратному клапану (патент РФ №2453683, заявка №2011103496 от 02.02.11, МПК: E21B 43/12, G05B 19/409 - прототип).To implement this method, a device is used, containing a station cabinet, in which a station control unit is mounted, a pneumohydraulic system for controlling fountain valves and an underground well shut-off valve, containing instrumentation and automation devices, actuators, distributors with a drive and with input and output cavities and drainage installed both through the control line of the stem and lateral valves, and along the control line of the underground shutoff valve, while the pneumohydraulic system of the control station The unit is connected via sensors to control the parameters of the station’s operation to the station’s control unit, while the control unit that provides logical operations for opening / closing the well is made in the form of a software and hardware complex, mainly in the form of a controller, preferably with a local control panel and a monitor with touch control for entering commands in an interactive mode and a local keyboard, while in the supply line of the working fluid in the actuator of the underground shut-off valve non-driven hydraulic pump, mainly with a manual backup, combined with the working fluid tank, pressure regulator and safety valve in the oil block, the drive mechanism of the aforementioned pump and the actuator of the distributor providing hydraulic fluid to the drive mechanism of the shut-off valve are connected to the input supply line gas control, while in the supply lines of the working fluid in the drive mechanisms of the lateral and stem valves at least one distribution is installed celite and check valve (RF patent No. 2453683, application No. 2011103496 dated 02.02.11, IPC: E21B 43/12, G05B 19/409 - prototype).
Указанный способ управления фонтанной арматурой заключается в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры путем подачи рабочего тела в механизмы приводов подземного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек при помощи станции управления. Станция управления содержит пневмогидравлическую систему, соединенную через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции. В качестве блока управления используют программно-технический комплекс с локальным пультом управления, содержащим монитор с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой. За счет возможности вывода информации о состоянии оборудования фонтанной арматуры и станции на панель оператора и осуществления управления фонтанной арматурой в интерактивном режиме, достигается повышенная надежность работы станции управления и упрощение ее конструкции.The specified method of controlling the fountain valves is to open / close the shut-off and control valves by supplying a working fluid to the drive mechanisms of the underground shutoff valve, side and stem valves using the control station. The control station contains a pneumohydraulic system connected via sensors to control the parameters of the station with the control unit of the station. As a control unit, a software and hardware complex is used with a local control panel containing a monitor with touch control for entering commands in an interactive mode and a local keyboard. Due to the possibility of outputting information about the state of the equipment of the fountain valves and the station to the operator panel and controlling the fountain valves in an interactive mode, increased reliability of the control station and simplification of its design are achieved.
Основными недостатками указанного способа и устройства для его реализации является сложность конструкции станции управления, значительные габариты и вес, сложность и недостаточно высокая надежность управления, обеспечиваемая блоком управления станции, необходимость использования двух рабочих тел для привода рабочих органов запорно-регулирующей арматуры, возможность управления только ограниченным количеством скважин.The main disadvantages of this method and device for its implementation is the complexity of the design of the control station, significant dimensions and weight, complexity and insufficiently high reliability of control provided by the control unit of the station, the need to use two working bodies to drive the working bodies of shut-off and control valves, the ability to control only limited number of wells.
Задачей изобретения является устранение вышеуказанных недостатков и создание способа управления фонтанной арматурой и станции для его реализации, применение которых позволит упростить конструкцию станции, повысить надежность ее работы и даст возможность одновременного управления несколькими скважинами и типами скважин.The objective of the invention is to remedy the above drawbacks and create a method for controlling fountain fittings and stations for its implementation, the use of which will simplify the design of the station, increase the reliability of its operation and enable simultaneous control of several wells and types of wells.
Решение указанной задачи достигается за счет того, что в предложенном способе управления фонтанной арматурой скважины углеводородного сырья, расположенной на морской ледостойкой платформе и предназначенной для добычи пластового флюида и обнаружении пожара в устье скважин, заключающемся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в определенной последовательности при помощи станции управления, работающей от электрической энергии, и содержащей блок управления, приборы КиП и А, исполнительные механизмы, образующие гидравлическую систему станции управления, соединенную через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом в качестве блока управления, обеспечивающего выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, используют программно-технический комплекс, преимущественно, в виде контроллера, согласно изобретению, одновременно управляют работой, как минимум, одной эксплуатационной скважины, предпочтительно, двух и более, как минимум, одной, водонагнетательной скважины, предпочтительно, двух и более, и, как минимум, одной газонагнетательной скважины, предпочтительно, двух и более, при этом открытие эксплуатационной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка выкидной линии, закрытие - в обратном порядке, открытие водонагнетательной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинный клапан-отсекатель, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке, открытие газонагнетательной(ых) скважины(н) производят в следующем порядке: внутрискважинныйй клапан-отсекатель, стволовая задвижка, основная боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке, при этом открытие/закрытие упомянутых клапанов и задвижек каждой скважины осуществляют путем независимой подачи рабочего тела в механизмы приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек при помощи станции управления, причем для привода внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек применяют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают при помощи гидравлического насоса, при этом управление подачей гидравлической жидкости в приводы внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек осуществляют при помощи электромагнитных распределителей высокого давления, управляемых при помощи сигналов контроллера, которые получают после предварительного анализа сигналов датчиков контроля параметров работы станции, при этом автоматическое закрытие приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек обеспечивают при расплавлении плавких вставок предохранительных контуров гидравлической системы станции, расположенной на палубах морской платформы, и при достижении предельных/установленных значений давления в гидросистеме, причем обеспечивают возможность последующего открытия приводов клапанов только после снятия /квитирования команд аварийного закрытия на панели оператора модуля возгорания и аварийных ситуаций или на пульте оператора АСУ ТП, при этом при помощи системы управления, подземного клапана-отсекателя, боковой и/или стволовой задвижек каждой скважины обеспечивают глушение всех скважин при отсутствии/исчезновении питающего напряжения станции управления.The solution to this problem is achieved due to the fact that in the proposed method of controlling the flowing fittings of a hydrocarbon feed well located on an offshore ice-resistant platform and designed to produce reservoir fluid and detecting a fire at the wellhead, the opening / closing of shut-off and control valves in a certain sequence when help control station, powered by electrical energy, and containing a control unit, instrumentation and instrumentation, actuators, forming a hydraulic the control system of the control station, connected through the sensors to control the parameters of the station with the control unit of the station, while the control unit that provides the logical operations for opening / closing the well, use the hardware and software complex, mainly in the form of a controller, according to the invention, simultaneously control the operation of at least one production well, preferably two or more, at least one water injection well, preferably two or more, and at least the mind of one gas injection well, preferably two or more, while the opening of the production well (s) is carried out in the following order: downhole shutoff valve, stem valve, lateral valve of the flow line, closing in the reverse order, opening the water injection ( s) wells (n) are produced in the following order: downhole shutoff valve, lateral valve, closing - in the reverse order, gas injection (s) wells are opened (n) in the following order: downhole shutoff valve al, a stem valve, a main side valve, and closing in the reverse order, while opening / closing the said valves and valves of each well is carried out by independently supplying a working fluid to the actuator mechanisms of the downhole shut-off valve, side and stem valves using a control station, to drive the downhole shut-off valve, stem and lateral valves, hydraulic fluid is used, the working pressure of which is created using a hydraulic pump, while controlling The hydraulic fluid is supplied to the actuators of the downhole shut-off valve, lateral and stem valves using high-pressure electromagnetic valves controlled by controller signals, which are obtained after preliminary analysis of the signals from the sensors for monitoring the parameters of the station, while automatic closing of the actuators of the downhole shut-off valve, the stem and side gate valves provide for the fusion of fusible inserts of the safety circuits of the hydraulic system the systems of the station, located on the decks of the offshore platform, and when the limit / set pressure values in the hydraulic system are reached, and provide the possibility of subsequent opening of the valve actuators only after the emergency shutdown commands have been removed / acknowledged on the operator’s panel of the ignition module and emergency situations or on the control panel of the automatic control system with the help of a control system, an underground shutoff valve, side and / or stem valves of each well, all wells are silenced in the absence / disappearance enii voltage control station.
В варианте применения способа, в качестве рабочего тела для механизма привода клапана-отсекателя используют гидравлическую жидкость, рабочее давление которой создают гидравлическим насосом, преимущественно с ручным дублером, объединенным с баком рабочего тела, регулятором давления и клапаном предохранительным в масляный блок.In an application of the method, a hydraulic fluid is used as the working fluid for the shut-off valve drive mechanism, the working pressure of which is created by a hydraulic pump, mainly with a handwheel combined with the working fluid tank, pressure regulator and safety valve in the oil block.
В варианте применения способа, в качестве рабочего тела для механизма привода клапана-отсекателя применяют гидравлическое масло Mobil UnivisHVI 13*.In an application of the method, Mobil UnivisHVI 13 * hydraulic oil is used as the working fluid for the shut-off valve drive mechanism.
В варианте применения способа, внутри станции поддерживают температуру, обеспечивающую бесперебойное функционирование всех элементов системы, расположенных в шкафу.In an application of the method, a temperature is maintained inside the station, ensuring uninterrupted operation of all system elements located in the cabinet.
В варианте применения способа, рабочее тело управления распределителями при закрытии скважины направляют в дренажные линии.In an application of the method, the working fluid controlling the distributors when closing the well is sent to the drainage lines.
В варианте применения способа, контроль за соблюдением рабочих условий на скважине и закрытие скважины при их нарушении осуществляют за счет использования в гидросистеме клапанов контроля низкого и высокого давлений в газоконденсатопроводе.In an application of the method, monitoring compliance with operating conditions at the well and closing the well when they are violated is carried out through the use of low and high pressure control valves in the gas condensate pipeline in the hydraulic system.
Для реализации указанного способа, предложена станция управления фонтанными арматурами, содержащая блок управления станции, гидравлическую систему для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем скважин, включающую приборы КиП и А, исполнительные механизмы, распределители с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления стволовой и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, при этом гидравлическая система станции управления соединена через датчики контроля параметров работы станции с блоком управления станции, при этом блок управления, обеспечивающий выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, выполнен в виде программно-технического комплекса, преимущественно, в виде контроллера, предпочтительно с локальным пультом управления и монитором с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой, в которой, согласно изобретению, полости приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек соединены с выходной полостью гидравлического насоса при помощи электромагнитных распределителей высокого давления, управляемых при помощи сигналов контроллера, получаемых после предварительного анализа сигналов датчиков контроля параметров работы станции, при этом в гидравлических линиях упомянутых приводов внутрискважинного клапана-отсекателя, стволовой и боковой задвижек установлены плавкие вставки предохранительных контуров и клапаны/датчики контроля давления гидравлической системы станции, расположенной на палубах морской платформы, срабатывающие при достижении предельных/установленных значений давления в гидросистеме.To implement this method, a fountain valve control station is proposed, comprising a station control unit, a hydraulic system for controlling fountain valves and an underground well shut-off valve, including instrumentation and control devices, actuators, distributors with a drive and with inlet, outlet and drainage cavities, installed both along the control line of the stem and lateral valves, and along the control line of the underground shutoff valve, while the hydraulic system of the control station is connected through sensors for monitoring the parameters of the station’s operation with the station’s control unit, the control unit providing logical operations for opening / closing the well, made in the form of a software and hardware complex, mainly in the form of a controller, preferably with a local control panel and a touch-screen monitor for input commands in an interactive mode and a local keyboard, in which, according to the invention, the cavity of the actuators of the downhole shutoff valve, side and stem valves are connected s with the output cavity of the hydraulic pump using high-pressure electromagnetic valves controlled by controller signals obtained after a preliminary analysis of the signals from the sensors for monitoring the operation parameters of the station, while the hydraulic lines of the aforementioned actuators of the downhole shutoff valve, stem and lateral valves have safety fuses circuits and valves / pressure sensors of the hydraulic system of the station located on the decks of the marine platform frames triggered when the limit / set pressure values in the hydraulic system are reached.
В варианте исполнения, гидравлическая система разделена на несколько частей, каждая из которых смонтирована в виде отдельного модуля, и имеет разъемы для подстыковки с остальными элементами системы.In an embodiment, the hydraulic system is divided into several parts, each of which is mounted as a separate module, and has connectors for docking with the rest of the system.
В варианте исполнения, помещение для размещения составных частей станции выполнено теплоизолированным.In an embodiment, the room for accommodating the components of the station is thermally insulated.
В варианте исполнения, внутри помещения для размещения составных частей станции установлены нагревательные элементы для обеспечения заданной температуры внутри помещения.In an embodiment, heating elements are installed inside the room to accommodate the components of the station to provide a predetermined indoor temperature.
В варианте исполнения, в гидросистеме станции выполнены дренажные линии для пропускания рабочего тела при закрытии скважины обратно в бак.In an embodiment, in the hydraulic system of the station, drainage lines are made for passing the working fluid when closing the well back into the tank.
Указанные существенные признаки в совокупности, характеризующие сущность заявляемого технического решения, не известны в настоящее время для регулирующих устройств. Аналог, характеризующийся идентичностью всем существенным признакам заявляемого изобретения, в ходе исследований не обнаружен, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «Новизна».These essential features in the aggregate, characterizing the essence of the claimed technical solution, are not currently known for regulatory devices. The analogue, characterized by the identity of all the essential features of the claimed invention, was not found during the studies, which allows us to conclude that the claimed technical solution meets the criterion of "Novelty."
Существенные признаки заявляемого изобретения не могут быть представлены как комбинация, выявленная из известных решений с реализацией в виде отличительных признаков для достижения технического результата, из чего следует вывод о соответствии критерию «Изобретательский уровень».The essential features of the claimed invention cannot be represented as a combination identified from known solutions with the implementation in the form of distinctive features to achieve a technical result, from which it follows that the criterion of "Inventive step" is met.
В связи с тем, что предложенное техническое решение предназначено для использования в рамках реальной системы управления фонтанными арматурами куста скважин, изготовлено заявителем и прошло испытания с достижением заявляемого технического результата, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Промышленная применимость».Due to the fact that the proposed technical solution is intended for use within the framework of a real control system for fountain reinforcement of a wellbore, it was manufactured by the applicant and tested to achieve the claimed technical result, the proposed invention meets the criterion of "Industrial applicability".
Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 показана первая часть принципиальной гидравлической схемы станции, на фиг. 2 - показана вторая часть принципиальной гидравлической схемы станции, на фиг. 3 - показана принципиальная гидравлическая схема насосно-аккумуляторной установки с регуляторами среднего давления, на фиг. 4 - показана принципиальная гидравлическая схема регуляторов высокого давления и мультипликаторов, на фиг. 5 - показана принципиальная гидравлическая схема модулей управления эксплуатационными скважинами, на фиг. 6 - показана принципиальная гидравлическая схема модуля контроля возгораний и аварийных отключений, на фиг. 7 - показана принципиальная гидравлическая схема модуля управления газонагнетательными скважинами, на фиг. 8 - показана принципиальная гидравлическая схема модуля управления водонагнетательными скважинами, на фиг. 9 - принципиальная гидравлическая схема обвязки эксплуатационной скважины, на фиг. 10 - принципиальная гидравлическая схема обвязки газонагнетательной скважины, на фиг. 11 - принципиальная гидравлическая схема обвязки водонагнетательной скважины, на фиг. 12 - схема расположения основных составных частей станции в блок-боксе.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows the first part of the hydraulic circuit diagram of the station, in FIG. 2 - shows the second part of the hydraulic circuit diagram of the station, in FIG. 3 - shows a schematic hydraulic diagram of a pump-storage unit with medium pressure regulators, FIG. 4 - shows a schematic hydraulic diagram of high pressure regulators and multipliers, FIG. 5 is a schematic hydraulic diagram of production well control modules; FIG. 6 shows a schematic hydraulic diagram of a control module for fires and emergency shutdowns, FIG. 7 shows a schematic hydraulic diagram of a gas injection control module; FIG. 8 is a schematic hydraulic diagram of a water injection well control module; FIG. 9 is a schematic hydraulic diagram of a production well piping; in FIG. 10 is a schematic hydraulic diagram of the piping of a gas injection well; FIG. 11 is a schematic hydraulic diagram of the piping of a water injection well; FIG. 12 is a layout of the main components of the station in the block box.
На всех принципиальных гидравлических схемах станции условно не показаны стволовая задвижка, задвижка на линии подачи газлифтного газа на выкидной линии, задвижка на боковом отводе дополнительная, задвижка на боковом отводе основная и внутрискважинный клапан. Показаны линии подачи рабочего тела в исполнительные механизмы указанных устройств.On all principal hydraulic diagrams of the station, a stem valve, a valve on the gas lift gas supply line on the flow line, an additional valve on the lateral branch, and a main and downhole valve on the lateral branch are not shown conditionally. Shows the supply line of the working fluid in the actuators of these devices.
Для реализации указанного способа предложена станция управления фонтанной арматурой следующей конструкции.To implement this method, a fountain control station of the following design is proposed.
В рассматриваемом варианте исполнения, станция управления фонтанными арматурами состоит из восьми модулей 1 управления эксплуатационными скважинами, одного модуля 2 управления газонагнетательными скважинами, двух модулей 3 управления водонагнетательными скважинами, насосно-аккумуляторной установки (НАУ) 4 с гидравлической частью блока контроля возгораний и аварийных отключений и блоком реле давлений, электрооборудования и комплекса программно-технических средств 5, объединенных между собой в единую гидравлическую систему. Линии управления всеми модулями 1, 2 и 3 соединены с насосно-аккумуляторной установкой 4.In the present embodiment, the control plant for fountain fittings consists of eight
Модуль 1 управления эксплуатационными скважинами предназначен для управления гидроприводами задвижек MV (стволовая задвижка), WV С (задвижка на линии подачи газлифтного газа на выкидной линии), WV В (задвижка на боковом отводе дополнительная), WV А (задвижка на боковом отводе основная) и внутрискважинного клапана SSSV (Не обозначены. Показано направление движения рабочего тела). Каждый из восьми модулей управления 1 станции имеет одинаковую конструкцию и взаимозаменяем. Измерительные приборы вынесены на лицевую панель модуля.Production
Клапан игольчатый 6 установлен на входе в электромагнитные нормально закрытые клапаны 7, 8, 9 и 10, предназначенные для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV A, WV В, WV С, MV соответственно. Перед электромагнитными клапанами установлены предохранительные клапаны 11, 12, 13 и 14, настроенные на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.A
Для контроля за открытием клапанов, установлены манометры 15, 16, 17 и 18 соответственно.To control the opening of the valves,
В линиях управления задвижками WV A, WV В, WV С, MV установлены клапаны быстрого сброса 19, 20, 21 и 22, предназначенные для ускоренного закрытия задвижек. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.In the valve control lines WV A, WV B, WV C, MV, quick-
Клапан игольчатый 23 установлен перед входом электромагнитного нормально закрытого клапана 24, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Перед электромагнитным клапаном 24 установлен предохранительный клапан 25, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.A
Для открытия электромагнитного клапана 24 необходимо подать напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Для визуального контроля давления за открытием клапана 24 установлен манометр 26. Для передачи информации о величине давления в линии управления SSSV в САУ КГС, установлен преобразователь давления 27.To open the
Модуль 2 управления газонагнетательными скважинами предназначен для управления гидроприводами задвижек WV, MV и внутрискважинного клапана SSSV (Не обозначены. Показано направление движения рабочего тела).Gas injection
Клапан игольчатый 28 установлен на входе электромагнитных нормально закрытых клапанов 29 и 30, предназначенных для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV, MV соответственно. Перед электромагнитными клапанами установлены предохранительные клапаны 31 и 32 соответственно, настроенные на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.The
Для визуального контроля давления при открытии клапанов, установлены манометры 33 и 34.To visually control the pressure when opening the valves, pressure gauges 33 and 34 are installed.
В линиях управления задвижками WV, MV установлены клапаны быстрого сброса 35 и 36. Клапан быстрого сброса предназначен для ускоренного закрытия задвижки. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.The quick-
Клапан игольчатый 37 установлен на входе электромагнитного нормально закрытого клапана 38, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Перед электромагнитным клапаном установлен предохранительный клапан 39, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.A
Для визуального контроля давления при открытии клапана установлен манометр 40. Для передачи информации в САУ КГС о величине давления в линии управления SSSV, установлен преобразователь давления 41.To visually control the pressure when opening the valve, a
Модуль 3 управления водонагнетательными скважинами предназначен для управления гидроприводами задвижки WV и внутрискважинного клапана SSSV. (Не обозначены. Показано направление движения рабочего тела).Water injection well control
Клапан игольчатый 42 установлен на входе электромагнитного нормально закрытого клапана 43, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижкой WV. Перед электромагнитным клапаном установлен предохранительный клапан 44, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.A
Для визуального контроля давления при открытии клапана, установлен манометр 45.To visually control the pressure when opening the valve, a
В линии управления задвижкой WV установлен клапан быстрого сброса 46, предназначенный для ускоренного закрытия задвижки. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.In the valve control line WV, a quick-
Клапан игольчатый 47 установлен на входе электромагнитного нормально закрытого клапана 48, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Перед электромагнитным клапаном установлен предохранительный клапан 49, настроенный на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.A
Для визуального контроля давления при открытии клапана, установлен манометр 50. Для передачи информации в САУ КГС о величине давления в линии управления SSSV, установлен преобразователь давления 51.To visually control the pressure when opening the valve, a
Линии управления всеми модулями 1, 2 и 3 соединены с насосно-аккумуляторной установкой 4.The control lines of all
В состав насосно-аккумуляторной установки (далее-НАУ) 4 с гидравлической частью блока контроля возгораний и аварийных отключений и блоком реле давлений входят две насосно-моторные установки), одна основная -52, одна резервная-53 в подающей линии (далее- насос), ручной двухступенчатый насос 54 в подающей линии, насосный агрегат (не обозначен) в линии очистки рабочей жидкости, блок пневмогидроаккумуляторов 55, блоки регуляторов 56 низкого давления, среднего давления 57, регуляторов 58 высокого давления, мультипликаторы 59, блок 60 контроля возгораний и аварийного останова.The pump and accumulator unit (hereinafter NAU) 4 with the hydraulic part of the ignition and emergency shutdown control unit and the pressure switch unit includes two pump and motor units), one main -52, one backup-53 in the supply line (hereinafter referred to as the pump) , a manual two-
После ПГА 55 установлены блок регуляторов 56 низкого давления для формирования давления в предохранительном контуре станции (0,6 МПа), блок регуляторов 57 среднего давления для формирования давления управления MV, WV всех скважин (21 МПа), блок регуляторов давления 58 для формирования давления управления мультипликаторами 59 линии высокого давления (блок регуляторов высокого давления).After
Указанные блоки регуляторов 56, 57 и 58 предназначены для понижения и регулирования давления, а также отсечения линий.The indicated blocks of
Мультипликаторы 59 имеют передаточное отношение 4:1 и обеспечивают давление управления приводами SSSV всех скважин (35 МПа). Регуляторы давления и мультипликаторы в станции сдублированы (основные и резервные). В блоки регуляторов низкого 56, среднего 57 и высокого давления 58 входят также запорные и спускные вентили, предохранительные клапаны (не обозначены).
В состав НАУ входят бак основной 61 и бак малый 62 для рабочей жидкости.The NAU includes a
Блок 60 контроля возгораний и аварийного останова установлен в линии низкого давления и содержит распределитель 63, предназначенный для заполнения контуров плавких вставок, обратные клапаны 64 и 65, для заполнения пожарного контура нижней палубы и пожарного контура платформы (не обозначены. Показано направление движения рабочей жидкости), распределители 66 и 67, манометры 68 и 69, реле давления 70 и 71.The ignition and emergency
В состав станции входит шкаф управления 72, предназначенный для управления всеми блоками и модулями станции и связи с панельным компьютером 73. Блок контроллера 74 предназначен для управления станцией и связи с АСУ ТП.The structure of the station includes a
Предложенный способ может быть реализован при помощи указанной станции следующим образом.The proposed method can be implemented using the specified station as follows.
Рабочая жидкость из бака основного 61, при помощи насосно-моторной установки 52, подается в блоки регуляторов низкого 56, среднего 57 и высокого давления 58, после чего жидкость разделяется на три линии - низкого, среднего и высокого давления и поступает в модули 1 управления эксплуатационной скважиной, в модули 2 управления газонагнетательной скважиной и модули 3 управления водонагнетательной скважиной. Блок пневмогидроаккумуляторов (ПГА) 55 установлен в линии нагнетания после насосно-моторной установки 52 и предназначен для поддержания давления в системе после выключения указанной установки 52, накопления рабочей жидкости в объеме, достаточном для открытия-закрытия управляемого оборудования эксплуатационной, водонагнетательной и газонагнетательной скважин, а также для поддержания управляемого оборудования в открытом рабочем положении при отключенной насосно-моторной установке (при временном отсутствии электроэнергии). Время поддержания управляемого оборудования в открытом положении зависит от объема заполнения ПГА на момент отключения электроэнергии и общей герметичности системы.The working fluid from the
Работа модуля 1 управления эксплуатационными скважинами происходит следующим образом.The operation of the
Рабочая жидкость линии среднего давления НАУ, пройдя через клапан игольчатый 6, поступает на входы электромагнитных нормально закрытых клапанов 7, 8, 9 и 10, предназначенных для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV A, WV В, WV С, MV соответственно. Перед электромагнитными клапанами установлены предохранительные клапаны 11, 12, 13 и 14, настроенные на давление открытия на 10% выше рабочего давления жидкости.The working fluid of the NAU medium pressure line, passing through the
Для открытия задвижек WV A, WV В, WV С, MV подают напряжение 24 В на электромагнитные катушки соответствующих электромагнитных клапанов 7, 8, 9 и 10. Визуальный контроль давления осуществляют по манометрам 15, 16, 17 и 18.To open the gate valves WV A, WV B, WV C, MV, a voltage of 24 V is applied to the electromagnetic coils of the corresponding
В линиях управления задвижками WV A, WV В, WV С, MV установлены клапаны быстрого сброса 19, 20, 21 и 22, предназначенные для ускоренного закрытия задвижки. Сброс рабочей жидкости из привода задвижки в основной бак станции происходит при понижении давления на входе в клапан.In the valve control lines WV A, WV B, WV C, MV, quick-
Для закрытия задвижек WV A, WV В, WV С, MV снимают напряжение с электромагнитных катушек клапанов 7, 8, 9 и 10. При этом клапаны 7, 8, 9 и 10 закрываются, и происходит сброс рабочей жидкости из приводов задвижек.To close the valves WV A, WV B, WV C, MV, the voltage is removed from the electromagnetic coils of
Рабочая жидкость линии высокого давления НАУ, после блока регуляторов высокого давления 58 и мультипликаторов 59 линии высокого давления, пройдя через клапан игольчатый 23, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 24, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV.The working fluid of the NAU high pressure line, after the block of
Для открытия электромагнитного клапана 24 подают напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 26. Информация о величине давления в линии управления SSSV от преобразователя давления 27, поступает в САУ КГС.To open the
Для закрытия внутрискважинного клапана SSSV, снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 24. При этом клапан 24 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода внутрискважинного клапана.To close the downhole valve SSSV, remove the voltage from the electromagnetic coil of the
Работа модуля 2 управления газонагнетательными скважинами происходит следующим образом.The operation of the gas
Рабочая жидкость линии среднего давления НАУ, пройдя через клапан игольчатый 28, поступает на входы электромагнитных нормально закрытых клапанов 29 и 30, предназначенных для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижками WV, MV соответственно. Для открытия задвижек WV, MV подают напряжения 24 В на электромагнитные катушки соответствующих электромагнитных клапанов 29 и 30. Визуальный контроль давления осуществляют по манометрам 33 и 34.The working fluid of the medium-pressure line of the NAU, passing through the
Для закрытия задвижек WV, MV необходимо снять напряжение с электромагнитных катушек клапанов 29 и 30. При этом клапаны 29 и 30 закрываются и происходит сброс рабочей жидкости из приводов задвижек.To close the valves WV, MV, it is necessary to remove the voltage from the electromagnetic coils of the
Рабочая жидкость линии высокого давления НАУ, после блока регуляторов высокого давления 58 и мультипликаторов 59 линии высокого давления, пройдя через клапан игольчатый 37, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 38, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV. Для открытия электромагнитного клапана 38 необходимо подается напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 40. Информация о величине давления в линии управления SSSV от преобразователя давления 41, поступает в САУ КГС.The working fluid of the NAU high pressure line, after the block of
Для закрытия внутрискважинного клапана SSSV снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 38, при этом клапан 38 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода внутрискважинного клапана в бак основной 61.To close the downhole valve SSSV, the voltage is removed from the electromagnetic coil of the
Работа модуля 3 управления водонагнетательными скважинами происходит следующим образом.The operation of the
Рабочая жидкость линии среднего давления НАУ, пройдя через клапан игольчатый 42, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 43, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) задвижкой WV.The working fluid of the NAU medium pressure line, passing through the
Для открытия задвижки WV подают напряжение 24 В на электромагнитную катушку электромагнитного клапана 43. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 45.To open the gate valve WV, a voltage of 24 V is applied to the electromagnetic coil of the
Для закрытия задвижки WV снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 43. При этом клапан 43 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода задвижки в бак основной 61.To close the valve WV, the voltage is removed from the electromagnetic coil of
Рабочая жидкость линии высокого давления НАУ, после блока регуляторов высокого давления 58 и мультипликаторов 59 линии высокого давления, пройдя через клапан игольчатый 47, поступает на вход электромагнитного нормально закрытого клапана 48, предназначенного для дистанционного управления (открытие-закрытие) внутрискважинным клапаном SSSV.The working fluid of the NAU high pressure line, after the block of
Для открытия электромагнитного клапана 48 подают напряжение 24 В на электромагнитную катушку клапана. Визуальный контроль давления осуществляют по манометру 50. Информация о величине давления в линии управления SSSV от преобразователя давления 51, поступает в САУ КГС.To open the electromagnetic valve 48, a voltage of 24 V is applied to the electromagnetic coil of the valve. Visual control of the pressure is carried out by a
Для закрытия внутрискважинного клапана SSSV снимают напряжение с электромагнитной катушки клапана 48. При этом клапан 48 закрывается и происходит сброс рабочей жидкости из привода внутрискважинного клапана в бак основной 61.To close the downhole valve SSSV, the voltage is removed from the electromagnetic coil of the valve 48. In this case, the valve 48 closes and the fluid is discharged from the drive of the downhole valve to the
Блок 60 контроля возгораний и аварийного останова установлен в линии низкого давления. Рабочая жидкость поступает на распределитель 63, предназначенный для заполнения контуров плавких вставок. При нажатии до упора на ручку распределителя 63, через обратные клапаны 64 и 65, заполняется пожарный контур нижней палубы и пожарный контур платформы (не обозначены. Показано направление движения рабочей жидкости). При этом жидкость поступает в привод нормально закрытых распределителей 66 и 67, которые переходят в открытое положение. Визуальный контроль давления в линиях плавких вставок осуществляется по манометрам 68 и 69.The ignition and emergency
В случае возникновения пожара/при повышении температуры в пожарных контурах выше 94°C, плавкие вставки расплавляются, происходит сброс рабочей жидкости из линий плавких вставок, распределители 66 и 67 переходят в закрытое положение. При понижении давления в пожарных контурах до 0,3 МПа (3 кгс/см), установленные в соответствующих линиях реле давления 70 и 71, передают аварийный сигнал в САУ КГС, при этом эксплуатационные, газонагнетательные и водонагнетательные скважины по команде из САУ КГС закрываются.In the event of a fire / when the temperature in the fire circuits rises above 94 ° C, the fuse links melt, the working fluid is discharged from the fuse line, the
В состав станции входит шкаф управления 72, предназначенный для управления всеми блоками и модулями станции и связи с панельным компьютером 73. Блок контроллера 74 предназначен для управления станцией и связи с АСУ ТП.The structure of the station includes a
Алгоритм работы всех клапанов в автоматическом режиме, заключающемся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке путем независимой подачи рабочего тела в механизмы приводов подземного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек, осуществляется при помощи шкафа управления 72 станции. Команды управления вводятся в панельный компьютер 73, выполненный в виде программно-технического комплекса, в интерактивном режиме при помощи монитора или клавиатуры (не обозначены).The operation algorithm of all valves in automatic mode, which consists in opening / closing shut-off and control valves in the following sequence: underground shut-off valve, stem valve, lateral valve, closing - in the reverse order by independently supplying the working fluid to the drive mechanisms of the underground shut-off valve, lateral and stem valves, is carried out using the
Использование предложенного технического решения позволит создать способ управления фонтанной арматурой и станцию для его реализации, применение которых позволит упростить конструкцию станции управления фонтанными арматурами, повысить надежность ее работы и даст возможность одновременного управления несколькими скважинами и типами скважин.Using the proposed technical solution will allow you to create a method of controlling fountain fittings and a station for its implementation, the use of which will simplify the design of a control station for fountain fittings, increase the reliability of its operation and make it possible to simultaneously control several wells and types of wells.
Claims (11)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015115323/03A RU2596175C1 (en) | 2015-04-24 | 2015-04-24 | X-tree control method and device therefor |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015115323/03A RU2596175C1 (en) | 2015-04-24 | 2015-04-24 | X-tree control method and device therefor |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2596175C1 true RU2596175C1 (en) | 2016-08-27 |
Family
ID=56892201
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015115323/03A RU2596175C1 (en) | 2015-04-24 | 2015-04-24 | X-tree control method and device therefor |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2596175C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU173107U1 (en) * | 2017-03-06 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | GAS-LIFT GAS CONTROL AND SUPPLY DEVICE FOR WELL OPERATION USING PERMANENT AND PERIODIC GAS LIFT |
| CN110231779A (en) * | 2019-06-17 | 2019-09-13 | 中国石油大学(华东) | A kind of underwater complete electric production tree system analogy method |
| RU2702776C1 (en) * | 2019-06-27 | 2019-10-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Circulating head |
| CN111212957A (en) * | 2018-09-19 | 2020-05-29 | 智能井口系统有限公司 | Apparatus, system, and process for adjusting control mechanisms of an oil well |
| RU2726813C1 (en) * | 2019-09-13 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Christmas tree control cabinet |
| RU2726815C1 (en) * | 2019-09-13 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Christmas tree control cabinet |
| RU2765904C2 (en) * | 2017-03-10 | 2022-02-04 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Device and methods for automated control of fitting |
| RU2783981C1 (en) * | 2022-06-30 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РусГазШельф" | System and method for shut-off valves closing of underwater gas field |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1733625A1 (en) * | 1990-02-27 | 1992-05-15 | Производственное объединение "Баррикады" | Control device for underwater well x-tree |
| SU1752930A1 (en) * | 1990-03-26 | 1992-08-07 | Производственное объединение "Баррикады" | Hydraulic control system of the subsea wellhead assembly |
| RU2181426C1 (en) * | 2001-07-02 | 2002-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие Конструкторское бюро химавтоматики | Post of control of christmas tree and underground cutoff valve of gas producing wells |
| RU2362004C1 (en) * | 2007-11-15 | 2009-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Method of control over christmas trees and facility for implementation of this method |
| RU2453683C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | X-tree control method and device for its implementation |
-
2015
- 2015-04-24 RU RU2015115323/03A patent/RU2596175C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1733625A1 (en) * | 1990-02-27 | 1992-05-15 | Производственное объединение "Баррикады" | Control device for underwater well x-tree |
| SU1752930A1 (en) * | 1990-03-26 | 1992-08-07 | Производственное объединение "Баррикады" | Hydraulic control system of the subsea wellhead assembly |
| RU2181426C1 (en) * | 2001-07-02 | 2002-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие Конструкторское бюро химавтоматики | Post of control of christmas tree and underground cutoff valve of gas producing wells |
| RU2362004C1 (en) * | 2007-11-15 | 2009-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Method of control over christmas trees and facility for implementation of this method |
| RU2453683C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | X-tree control method and device for its implementation |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU173107U1 (en) * | 2017-03-06 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | GAS-LIFT GAS CONTROL AND SUPPLY DEVICE FOR WELL OPERATION USING PERMANENT AND PERIODIC GAS LIFT |
| RU2765904C2 (en) * | 2017-03-10 | 2022-02-04 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Device and methods for automated control of fitting |
| CN111212957A (en) * | 2018-09-19 | 2020-05-29 | 智能井口系统有限公司 | Apparatus, system, and process for adjusting control mechanisms of an oil well |
| US11608708B2 (en) | 2018-09-19 | 2023-03-21 | Intelligent Wellhead Systems Inc. | Apparatus, system and process for regulating a control mechanism of a well |
| CN111212957B (en) * | 2018-09-19 | 2024-05-28 | 智能井口系统有限公司 | Apparatus, system and process for adjusting a control mechanism of an oil well |
| CN110231779A (en) * | 2019-06-17 | 2019-09-13 | 中国石油大学(华东) | A kind of underwater complete electric production tree system analogy method |
| CN110231779B (en) * | 2019-06-17 | 2023-07-25 | 中国石油大学(华东) | Simulation method of underwater full-electric Christmas tree system |
| RU2702776C1 (en) * | 2019-06-27 | 2019-10-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Circulating head |
| RU2726813C1 (en) * | 2019-09-13 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Christmas tree control cabinet |
| RU2726815C1 (en) * | 2019-09-13 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Christmas tree control cabinet |
| RU2783981C1 (en) * | 2022-06-30 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РусГазШельф" | System and method for shut-off valves closing of underwater gas field |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2596175C1 (en) | X-tree control method and device therefor | |
| US8725434B2 (en) | Wellhead hips with automatic testing and self-diagnostics | |
| EA015299B1 (en) | Wellhead flowline protection and testing system with esp speed controller and emergency isolation valve | |
| RU2362004C1 (en) | Method of control over christmas trees and facility for implementation of this method | |
| RU2453683C1 (en) | X-tree control method and device for its implementation | |
| RU2365738C1 (en) | Oil and gas well | |
| WO2012100044A1 (en) | Wellhead hips with automatic testing and self-diagnostics | |
| RU2367781C1 (en) | Recovery method of gas condensate | |
| RU2010146722A (en) | METHOD FOR CONTROL OF BOTTOM-CONTROLLING FITTINGS OF WELLS OF WELLS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2453685C1 (en) | Operating method of hydrocarbon raw material deposit | |
| RU2453687C1 (en) | Well of hydrocarbon raw material deposit | |
| RU2367788C1 (en) | Gas-condensate well pad | |
| RU2367779C1 (en) | Method of exploiting oil field | |
| RU2726813C1 (en) | Christmas tree control cabinet | |
| RU2367784C1 (en) | Method of controlling gas-condensate field | |
| RU84453U1 (en) | OIL AND GAS WELL | |
| RU2721564C1 (en) | Well tying module | |
| RU2726815C1 (en) | Christmas tree control cabinet | |
| RU84454U1 (en) | BUSH OF OIL AND GAS WELLS | |
| EA013726B1 (en) | Gas, gas-condensate and oil wells with remote-controlled downhole equipment | |
| RU2721573C1 (en) | Borehole connection module | |
| RU2367782C1 (en) | Method of exploiting gas field | |
| RU2453684C1 (en) | Well cluster of hydrocarbon raw material deposit | |
| RU2367776C1 (en) | Gas extraction method | |
| RU2352758C1 (en) | Equipment complex for controlling gas-condensate deposit well |