RU2721573C1 - Модуль обвязки скважины - Google Patents
Модуль обвязки скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2721573C1 RU2721573C1 RU2019128705A RU2019128705A RU2721573C1 RU 2721573 C1 RU2721573 C1 RU 2721573C1 RU 2019128705 A RU2019128705 A RU 2019128705A RU 2019128705 A RU2019128705 A RU 2019128705A RU 2721573 C1 RU2721573 C1 RU 2721573C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valves
- control
- pressure
- well
- valve
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 230000004927 fusion Effects 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами эксплуатации скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно, газовых или газоконденсатных. Предложен модуль обвязки скважины, содержащий арматурный блок и шкаф управления фонтанной арматурой скважины, соединенные между собой и установленные на общей раме. Рама арматурного блока выполнена в виде пространственной конструкции из профилированного проката, причем на раме установлены трубопроводы газа, ингибитора коррозии и запорно-регулирующая арматура для упомянутой скважины. При этом указанный арматурный блок расположен в защитном вентилируемом укрытии, а корпус шкафа управления фонтанной арматурой разделен, предпочтительно, на отсек управления с панелью оператора и отсек размещения основного гидравлического оборудования. Внутри упомянутого шкафа смонтирована гидравлическая система для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем указанной скважины, содержащая приборы КиП и А, исполнительные механизмы, пилотные распределители низкого и высокого давления с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления надкоренной и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем. В гидравлической системе установлены аккумуляторы давления, соединенные с баком гидравлической жидкости, насосами, регуляторами давления, мультипликаторами и трубопроводами для подачи гидравлической жидкости в исполнительные механизмы боковой и надкоренной задвижек, подземного клапана-отсекателя. Гидроаппаратура линии регулирования давления гидравлической жидкости в исполнительных механизмах задвижек, подземного клапана-отсекателя, и гидроаппаратура логической линии шкафа управления, содержащая, преимущественно, клапан редукционный, клапан предохранительный, запорные игольчатые вентили основных линий и дренажа, обратные клапаны, смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового и(или) катриджного монтажа. При этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП. За счет возможности вывода информации о состоянии оборудования ФА и шкафа управления на панель оператора, осуществления управления ФА в интерактивном режиме и размещения оборудования арматурного блока в укрытии, достигается повышенная надежность работы модуля в целом и упрощение его конструкции, 4 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами эксплуатации скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовых или газоконденсатных.
Известен способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации, заключающийся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры путем подачи рабочего тела в механизмы приводов подземного клапана-отсекателя (далее - ПКО), боковой (далее - БЗ) и стволовой задвижек (далее - СЗ) при помощи шкафа управления (далее - ШУ). 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 (далее - ФА) и ШУ на панель оператора и осуществления управления ФА в интерактивном режиме достигается повышенная надежность работы шкафа управления и упрощение его конструкции. (Патент РФ на изобретение №2453683, заявка: №2011103496/03, от 02.02.2011, МПК: Е21В 43/12, G05B 19/409 - прототип).
Шкаф управления указанного модуля обеспечивает заданный алгоритм работы всех клапанов в автоматическом режиме, заключающийся в открытии запорно-регулирующей арматуры в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке путем сброса давления из механизмов приводов подземного клапана-отсекателя, боковой и стволовой задвижек. Кроме этого, при помощи блока управления обеспечивают выполнение следующих функций: управление оборудованием фонтанной арматуры БЗ, СЗ, ПКО с помощью клапанов; формирование и вывод информации на панель оператора о состоянии оборудования ФА и станции; контроль исправности датчиков давления, датчиков температуры и электромагнитных клапанов; контроль уровня масла в гидробаке; формирование информации для представления на панели оператора; прием сигналов управления с панели оператора; обмен информацией с АСУ ТП.
Основными недостатками является возможность воздействия на элементы пневмогидравлической схемы арматурного блока осадков в виде дождя и снега, сложность монтажа, низкая надежность работы, связанная с большим количеством соединений элементов между собой, сложность управления фонтанной арматурой, что, в совокупности с перепадом температур в дневное и ночное время, приводит к снижению надежности работы всего модуля в целом.
Задачей изобретения является устранение вышеуказанных недостатков, повышение надежности работы запорно-регулирующей арматуры всей обвязки скважины и модуля в целом и снижение затрат, связанных с обвязкой и эксплуатацией скважины.
Поставленная задача достигается тем, что в предложенном модуле обвязки скважины, содержащем арматурный блок и шкаф управления фонтанной арматурой скважины, соединенные между собой и установленные на общей раме, согласно изобретению, рама арматурного блока выполнена в виде пространственной конструкции из профилированного проката, причем на раме установлены трубопроводы газа, ингибитора коррозии и запорно-регулирующая арматура для упомянутой скважины, при этом указанный арматурный блок расположен в защитном вентилируемом укрытии, а корпус шкафа управления фонтанной арматурой разделен, предпочтительно, на отсек управления с панелью оператора и отсек размещения основного гидравлического оборудования, причем внутри упомянутого шкафа смонтирована гидравлическая система для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем указанной скважины, содержащая приборы КиП и А, исполнительные механизмы, пилотные распределители низкого и высокого давления с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления надкоренной и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, причем в гидравлической системе установлены аккумуляторы давления, соединенные с баком гидравлической жидкости, насосами, регуляторами давления, мультипликаторами и трубопроводами для подачи гидравлической жидкости в исполнительные механизмы боковой и надкоренной задвижек, подземного клапанана-отсекателя, при этом гидроаппаратура линии регулирования давления гидравлической жидкости в исполнительных механизмах задвижек, подземного клапана-отсекателя, и гидроаппаратура логической линии шкафа управления, содержащая, преимущественно, клапан редукционный, клапан предохранительный, запорные игольчатые вентили основных линий и дренажа, обратные клапаны, смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового и(или) катриджного монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
В варианте исполнения, пилотные распределители низкого давления, входящие в логический контур управления скважиной и отслеживающие закрытие скважины при расплавлении плавких вставок при повышении или понижении давления в контуре клапанов контроля высокого и низкого давления, а также пилотные распределители низкого давления, определяющие последовательность открытия и ручного технологического или аварийного закрытия исполнительных механизмов задвижек и подземного клапана-отсекателя, объединены в один блок распределителей низкого давления, причем в упомянутом блоке распределители смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
В варианте исполнения, основные клапаны управления и температурные предохранительные клапаны линий управления исполнительными механизмами задвижки и подземного клапана-отсекателя объединены в один блок распределителей высокого давления, причем в упомянутом блоке распределителей высокого давления клапаны управления и предохранительные температурные клапаны смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
В варианте исполнения, в качестве клапанов контроля низкого и высокого давления применены трехлинейные двухпозиционные клапаны, причем упомянутые клапаны имеют отдельную входную линия, при этом выход с упомянутых клапанов сообщен с линией управления распределителем логического контура шкафа управления, а дренажная линия клапанов соединена с баком гидравлической жидкости.
В варианте исполнения, в качестве клапанов контроля низкого и высокого давления применены двухлинейные двухпозиционные клапаны, причем вход клапанов контроля низкого и высокого давления сообщен с линией управления распределителем низкого давления логического контура шкафа управления, а выход соединен с баком гидравлической жидкости.
Указанные существенные признаки в совокупности, характеризующие сущность предлагаемого изобретения, 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».
Существенные признаки предлагаемого 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».
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».
Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг. 1 показан главный вид модуля, на фиг. 2 - вид сверху на арматурный блок, крыша укрытия блока условно не показана, на фиг. 3 - арматурный блок, вид слева, на фиг. 4 - арматурный блок, вид справа, на фиг. 5 - шкаф управления, вид сверху, на фиг. 6 - вид А, пилотный распределитель низкого давления, на фиг. 7 - вид Б, пилотный распределитель высокого давления, на фиг. 8 - вид В, клапан редукционный, клапан предохранительный, вентиль запорный игольчатый, клапан обратный на плите гидравлической, на фиг. 9 - схема обвязки куста скважин с применением модуля, на фиг. 10 - схема обвязки фонтанной арматуры с применением модуля.
Основными составными частями предложенного модуля обвязки скважин являются:
1 - арматурный блок;
2 - шкаф управления фонтанными арматурами;
3 - общая рама;
4 - трубопроводы газа;
5 - трубопровод ингибитора коррозии;
6 - вентилируемое укрытие;
7 - запорно-регулирующая арматура;
8 - корпус шкафа;
9 - фонтанная арматура;
10 - пилотный распределитель низкого давления;
11 - пилотный распределитель высокого давления;
12 - надкоренная задвижка;
13 - боковая задвижка;
14 - аккумуляторы давления;
15 - бак гидравлической жидкости;
16 - насос;
17 - регулятор давления;
18 - мультипликатор давления;
19 - трубопроводы;
20 - клапан редукционный;
21 - клапан предохранительный;
22 - вентиль запорный игольчатый;
23 - клапан обратный;
24 - плита гидравлическая
Модуль обвязки скважин содержит арматурный блок 1 и шкаф 2 управления фонтанными арматурами, соединенные между собой и установленные на общей раме 3. Арматурный блок 1 выполнен в виде пространственной рамы из профилированного проката с установленными на ней трубопроводами газа 4 и ингибитора коррозии 5 для скважины и расположен в защитном вентилируемом укрытии 6. На упомянутых трубопроводах и раме размещена запорно-регулирующая арматура 7. Шкаф 2 управления фонтанной арматурой содержит корпус 8 шкафа из листового металла, с двойным слоем теплоизолирующего материала, и разделен на отсек управления с панелью оператора (не обозначен) и отсек размещения основного гидравлического оборудования (не обозначен). Внутри отсека размещения основного гидравлического оборудования смонтирована гидравлическая система для управления фонтанной арматурой 9 и подземным клапаном-отсекателем скважины (не обозначен), содержащая приборы КиП и А, исполнительные механизмы, пилотные распределители низкого 10 и высокого давления 11 с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления надкоренной 12 и боковой 13 задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем. В гидравлической системе установлены аккумуляторы давления 14, соединенные с баком гидравлической жидкости 15, насосами 16, регуляторами давления 17, мультипликаторами 18 и трубопроводами 19 для подачи гидравлической жидкости в исполнительные механизмы надкоренной 12 и боковой 13 задвижек и подземного клапана-отсекателя. Гидроаппаратура линии регулирования давления гидравлической жидкости в исполнительных механизмах задвижек, подземного клапана - отсекателя, и гидроаппаратура логической линии шкафа управления для каждой скважины, содержащая, преимущественно, клапан редукционный 20, клапан предохранительный 21, запорные игольчатые вентили 22 основных линий и дренажа, обратные клапаны 23, смонтированы на одной гидравлической плите 24 посредством стыкового и (или) картриджного монтажа. В гидравлической плите 24 выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
В варианте исполнения, пилотные распределители 10 низкого давления, входящие в логический контур управления скважиной и отслеживающие закрытие скважины при расплавлении плавких вставок при повышении или понижении давления в контуре клапанов контроля высокого и низкого давления, а также пилотные распределители низкого давления, определяющие последовательность открытия и ручного технологического или аварийного закрытия исполнительных механизмов задвижек и подземного клапана-отсекателя, объединены в один блок распределителей низкого давления, причем в упомянутом блоке распределители смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
В варианте исполнения, основные клапаны управления и температурные предохранительные клапаны линий управления исполнительными механизмами задвижек и подземного клапана-отсекателя объединены в один блок распределителей высокого давления, причем в упомянутом блоке распределителей высокого давления клапаны управления и предохранительные температурные клапаны смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
В варианте исполнения, в качестве клапанов контроля низкого и высокого давления применены трехлинейные двухпозиционные клапаны, причем упомянутые клапаны имеют отдельную входную линия, при этом выход с упомянутых клапанов сообщен с линией управления распределителем логического контура шкафа, а дренажная линия клапанов соединена с баком гидравлической жидкости.
В варианте исполнения, в качестве клапанов контроля низкого и высокого давления применены двухлинейные двухпозиционные клапаны, причем вход клапанов контроля низкого и высокого давления сообщен с линией управления распределителем низкого давления логического контура станции, а выход соединен с баком гидравлической жидкости.
Предложенный модуль обвязки скважин может быть использован следующим образом. Трубопроводы 4 газа и ингибитора коррозии 5 модуля подсоединяются к фонтанной арматуре скважины и газосборному коллектору и устройству подачи ингибитора.
Предварительно в аккумуляторах давления 14, объединенных с баком гидравлической жидкости 15, насосами 16, регуляторами давления 17 и мультипликаторами давления 18 в насосно-аккумуляторную установку, создается давление гидравлической жидкости, используемой в станции управления в качестве рабочего тела. Использование аккумуляторов давления 14 позволяет поддерживать давление рабочего тела в системе управления в случае отключения модуля от сети питания, как минимум, в течение двенадцати часов без закрытия приводов фонтанной арматуры и подземного клапана-отсекателя, а также позволит, при необходимости, выполнить одно открытие приводов фонтанной арматуры скважины и подземного клапана-отсекателя.
Далее жидкость под давлением поступает через импульсные трубки 19 в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры скважины, причем открытие фонтанной арматуры, и арматуры, принадлежащей кусту скважин, для подачи пластового флюида из скважины в коллектор осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, боковая задвижка 13, надкоренная задвижка 12.
Добываемый пластовый флюид поступает со скважины в трубопроводы 4 и далее в газосборный коллектор. Расход флюида измеряют при помощи расходомеров газа. При понижении давления флюида в трубопроводе 4 ниже заданного, срабатывает пилотный клапан контроля низкого давления (не обозначен) и подает команду на закрытие скважины.
При повышении давления флюида в трубопроводе 4 выше заданного, срабатывает пилотный клапан контроля высокого давления (не обозначен) и подает команду на закрытие скважины.
Для исключения гидратообразования, в каждый трубопровод газа 4 подают ингибитор коррозии из трубопровода ингибитора коррозии 5, входящий в состав системы подачи ингибитора.
Закрытие указанной арматуры осуществляют в обратном порядке, с введением системы гидравлических блокировок, для обеспечения указанной последовательности.
Размещение факельных задвижек системы технологических и аварийных сбросов, преимущественно, на горизонтальные горелочные устройства, шлейфовых задвижек системы подачи добываемого пластового флюида в коллектор, на трубопроводах газа 4 в непосредственной близости от шкафа управления 2, предпочтительно, на одной общей раме 3 со шкафом управления 2, позволяет значительно сократить время на монтаж, настройку и испытания оборудования, существенно уменьшить площадь, необходимую для установки оборудования для обслуживания скважины. В этом случае все оборудование арматурного блока 1, в частности факельные и шлейфовые задвижки, расходомеры, системы подачи ингибитора, шкаф управления 2, монтируются на одной общей раме 3, проверяются и испытываются в заводских условиях и модуль в полной заводской готовности поставляется на место эксплуатации.
Автоматическая защита скважины при падении давления газа в трубопроводе и при пожаре осуществляется при помощи гидравлической системы защиты, срабатывающей от пилотного распределителя низкого давления и гидравлической плавкой вставки.
Динамику работы системы управления запорно-регулирующими арматурами определяют характеристиками 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.
Для контроля текущего состояния шкафа управления 2 и модуля в составе блока управления предусмотрены измерительные каналы аналоговых сигналов и каналы обработки дискретных сигналов для подключения первичных преобразователей и датчиков, входящих в систему управления шкафа и модуля, а также каналы для формирования управляющих воздействий на исполнительные органы.
Гидравлическая жидкость, используемая в качестве рабочего тела, после использования в исполнительных механизмах системы поступает для дальнейшего использования в бак гидравлической жидкости 15, размещенный в шкафу управления 2.
Проведенные авторами и заявителем испытания полноразмерного предложенного модуля обвязки скважины подтвердили правильность заложенных конструкторско-технологических решений.
Использование предложенного технического решения позволит повысить надежность работы запорно-регулирующей арматуры всей обвязки скважины и снизить затраты, связанные с обвязкой и эксплуатацией месторождений углеводородного сырья, преимущественно, газоконденсатного скважин.
Claims (5)
1. Модуль обвязки скважины, содержащий арматурный блок и шкаф управления фонтанной арматурой скважины, соединенные между собой и установленные на общей раме, отличающийся тем, что рама арматурного блока выполнена в виде пространственной конструкции из профилированного проката, причем на раме установлены трубопроводы газа, ингибитора коррозии и запорно-регулирующая арматура для упомянутой скважины, при этом указанный арматурный блок расположен в защитном вентилируемом укрытии, а корпус шкафа управления фонтанной арматурой разделен, предпочтительно, на отсек управления с панелью оператора и отсек размещения основного гидравлического оборудования, причем внутри упомянутого шкафа смонтирована гидравлическая система для управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем указанной скважины, содержащая приборы КиП и А, исполнительные механизмы, пилотные распределители низкого и высокого давления с приводом и с полостями входа, выхода и дренажа, установленными как по линии управления надкоренной и боковой задвижками, так и по линии управления подземным клапаном-отсекателем, причем в гидравлической системе установлены аккумуляторы давления, соединенные с баком гидравлической жидкости, насосами, регуляторами давления, мультипликаторами и трубопроводами для подачи гидравлической жидкости в исполнительные механизмы боковой и надкоренной задвижек, подземного клапана-отсекателя, при этом гидроаппаратура линии регулирования давления гидравлической жидкости в исполнительных механизмах задвижек, подземного клапана-отсекателя, и гидроаппаратура логической линии шкафа управления, содержащая, преимущественно, клапан редукционный, клапан предохранительный, запорные игольчатые вентили основных линий и дренажа, обратные клапаны, смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового и(или) катриджного монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
2. Модуль по п. 1, отличающийся тем, что пилотные распределители низкого давления, входящие в логический контур управления скважиной и отслеживающие закрытие скважины при расплавлении плавких вставок при повышении или понижении давления в контуре клапанов контроля высокого и низкого давления, а также пилотные распределители низкого давления, определяющие последовательность открытия и ручного технологического или аварийного закрытия исполнительных механизмов задвижек и подземного клапана-отсекателя, объединены в один блок распределителей низкого давления, причем в упомянутом блоке распределители смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
3. Модуль по п. 1, отличающийся тем, что основные клапаны управления и температурные предохранительные клапаны линий управления исполнительными механизмами задвижки и подземного клапана-отсекателя объединены в один блок распределителей высокого давления, причем в упомянутом блоке распределителей высокого давления клапаны управления и предохранительные температурные клапаны смонтированы на одной гидравлической плите посредством стыкового монтажа, при этом в плите выполнены соответствующие внутренние каналы для подвода, отвода гидравлической жидкости и дренажа, а также линии подключения КИП.
4. Модуль по п. 1, отличающийся тем, в качестве клапанов контроля низкого и высокого давления применены трехлинейные двухпозиционные клапаны, причем упомянутые клапаны имеют отдельную входную линия, при этом выход с упомянутых клапанов сообщен с линией управления распределителем логического контура шкафа управления, а дренажная линия клапанов соединена с баком гидравлической жидкости.
5. Модуль по п. 1, отличающийся тем, что в качестве клапанов контроля низкого и высокого давления применены двухлинейные двухпозиционные клапаны, причем вход клапанов контроля низкого и высокого давления сообщен с линией управления распределителем низкого давления логического контура шкафа управления, а выход соединен с баком гидравлической жидкости.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128705A RU2721573C1 (ru) | 2019-09-13 | 2019-09-13 | Модуль обвязки скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128705A RU2721573C1 (ru) | 2019-09-13 | 2019-09-13 | Модуль обвязки скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2721573C1 true RU2721573C1 (ru) | 2020-05-20 |
Family
ID=70735137
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019128705A RU2721573C1 (ru) | 2019-09-13 | 2019-09-13 | Модуль обвязки скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2721573C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453685C1 (ru) * | 2010-11-18 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья |
| RU2453683C1 (ru) * | 2011-02-02 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации |
| CN103696724A (zh) * | 2013-12-13 | 2014-04-02 | 西南石油大学 | 一种防喷器紧急自动控制装置 |
| CN205793763U (zh) * | 2016-04-12 | 2016-12-07 | 天津榕宝德科技发展有限公司 | 井口控制盘装配箱体 |
| RU166733U1 (ru) * | 2016-04-06 | 2016-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тюменьнефтеоборудование" Ооо "Тно" | Автономная станция дистанционного управления гидроприводами устьевого и противовыбросового оборудования нефтегазовой скважины |
| WO2017104179A1 (ja) * | 2015-12-14 | 2017-06-22 | Smc株式会社 | 電磁弁用マニホールド組立体及びそれを用いた電磁弁集合体 |
-
2019
- 2019-09-13 RU RU2019128705A patent/RU2721573C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453685C1 (ru) * | 2010-11-18 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья |
| RU2453683C1 (ru) * | 2011-02-02 | 2012-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | Способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации |
| CN103696724A (zh) * | 2013-12-13 | 2014-04-02 | 西南石油大学 | 一种防喷器紧急自动控制装置 |
| WO2017104179A1 (ja) * | 2015-12-14 | 2017-06-22 | Smc株式会社 | 電磁弁用マニホールド組立体及びそれを用いた電磁弁集合体 |
| RU166733U1 (ru) * | 2016-04-06 | 2016-12-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тюменьнефтеоборудование" Ооо "Тно" | Автономная станция дистанционного управления гидроприводами устьевого и противовыбросового оборудования нефтегазовой скважины |
| CN205793763U (zh) * | 2016-04-12 | 2016-12-07 | 天津榕宝德科技发展有限公司 | 井口控制盘装配箱体 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8725434B2 (en) | Wellhead hips with automatic testing and self-diagnostics | |
| EP3245439B1 (en) | Self-contained, fully mechanical, 1 out of 2 flowline protection system | |
| RU2596175C1 (ru) | Способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации | |
| US20200249706A1 (en) | High integrity protection system for hydrocarbon flow lines | |
| RU2367770C1 (ru) | Комплекс оборудования для управления скважиной газового месторождения | |
| RU2367771C1 (ru) | Комплекс оборудования для управления скважиной нефтегазового месторождения | |
| CN103221634B (zh) | 具有esp速度控制器和紧急隔离阀门的群集式井口干线保护和测试系统 | |
| US20110061861A1 (en) | Clustered wellhead trunkline protection and testing system with esp speed controller and emergency isolation valve | |
| US20240068345A1 (en) | Methods and systems associated with an automated zipper manifold | |
| US20190294183A1 (en) | High integrity protection system for hydrocarbon flow lines | |
| RU2362004C1 (ru) | Способ управления фонтанными арматурами и устройство для его реализации | |
| WO2021133662A1 (en) | Mechanical seal testing | |
| RU2726813C1 (ru) | Шкаф управления фонтанной арматурой | |
| RU2721573C1 (ru) | Модуль обвязки скважины | |
| RU2721564C1 (ru) | Модуль обвязки скважин | |
| WO2012100044A1 (en) | Wellhead hips with automatic testing and self-diagnostics | |
| RU2726815C1 (ru) | Шкаф управления фонтанными арматурами | |
| RU2453683C1 (ru) | Способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации | |
| RU2010146722A (ru) | Способ управления запорно-регулирующей арматурой куста скважин и устройство для его реализации | |
| RU2453687C1 (ru) | Скважина месторождения углеводородного сырья | |
| RU2453685C1 (ru) | Способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья | |
| RU183987U1 (ru) | Узел управления дренчерный с электроприводом | |
| RU2453684C1 (ru) | Куст скважин месторождения углеводородного сырья | |
| RU2646901C1 (ru) | Способ управления запорно-регулирующей арматурой куста скважин и устройство для его реализации | |
| RU84453U1 (ru) | Нефтегазовая скважина |