RU2783981C1 - System and method for shut-off valves closing of underwater gas field - Google Patents
System and method for shut-off valves closing of underwater gas field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2783981C1 RU2783981C1 RU2022117867A RU2022117867A RU2783981C1 RU 2783981 C1 RU2783981 C1 RU 2783981C1 RU 2022117867 A RU2022117867 A RU 2022117867A RU 2022117867 A RU2022117867 A RU 2022117867A RU 2783981 C1 RU2783981 C1 RU 2783981C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- valves
- closing
- central
- meg
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 57
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 53
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 31
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 17
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 description 3
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 230000001681 protective Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 2
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 210000000078 Claw Anatomy 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003213 activating Effects 0.000 description 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000001343 mnemonic Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reduced Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 230000001340 slower Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Группа изобретений относится к системе для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения, а также к способу закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения с использованием такой системы. Группа изобретений описывает алгоритм управления запорной арматурой подводно-добычных комплексов и может быть использована на морских месторождениях газодобывающей и нефтяной промышленности.SUBSTANCE: group of inventions relates to a system for closing shut-off valves of an underwater gas field, as well as to a method for closing shut-off valves of an underwater gas field using such a system. SUBSTANCE: group of inventions describes an algorithm for controlling shutoff valves in subsea production complexes and can be used in offshore fields of the gas and oil industries.
В изобретении описаны общие принципы останова подводно-добычного комплекса (ПДК) месторождения и алгоритмы управления запорной арматурой фонтанной арматуры (ФА) и сборного манифольда (СМ), контролируемые главной станцией управления (ГСУ). Представленные алгоритмы предназначены для конфигурации программного обеспечения ГСУ месторождения.The invention describes the general principles of shutting down the subsea production complex (SPC) of the field and the control algorithms for the stop valves of the Christmas tree (FA) and the prefabricated manifold (SM), controlled by the main control station (MCS). The presented algorithms are intended for the configuration of the field gas control system software.
При перекрытии любого трубопровода, как в случае возникновения аварийных ситуаций, так и при штатных условиях происходит изменение параметров перекачиваемых сред. В ряде случаев такие изменения приводят к губительным последствиям, как для самой запорной арматуры, так и трубопровода в целом. К таким событиям следует отнести возникновение гидроударов, а также необходимо не допустить образование гидратов на оборудовании, различными конструктивными решениями.When any pipeline is closed, both in the event of an emergency and under normal conditions, the parameters of the pumped media change. In some cases, such changes lead to disastrous consequences, both for the valves themselves and for the pipeline as a whole. Such events include the occurrence of water hammers, and it is also necessary to prevent the formation of hydrates on the equipment by various design solutions.
Из уровня техники известна конструкция запорной арматуры, способная, в случае экстренного перекрытия потока жидкости, снижать интенсивность возникающего гидроудара (см. RU 2293240 C2, МПК F16K17/34, опубл. 10.02.2007). Такое и подобные ему решения позволяют повысить безопасность системы, в которой они используются, за счет конструктивного исполнения самой запорной арматуры.The prior art is known for the design of valves capable, in the event of an emergency shutdown of the fluid flow, to reduce the intensity of the resulting water hammer (see RU 2293240 C2, IPC F16K17/34, publ. 10.02.2007). Such and similar solutions make it possible to increase the safety of the system in which they are used, due to the design of the shut-off valves themselves.
Однако использование на подводном месторождении таких решений имеет существенный недостаток, заключающийся в необходимости установки специально спроектированной и конструктивно сложной запорной арматуры в дополнение к имеющейся на подводном месторождении. Тем самым усложняется система запорной арматуры на месторождении в целом, за счет дополнительных элементов, что приводит к повышению расхода материальных и людских ресурсов при монтаже, ремонте и эксплуатации подводного оборудования.However, the use of such solutions at a subsea field has a significant drawback, which consists in the need to install specially designed and structurally complex shut-off valves in addition to those available at a subsea field. This complicates the system of shut-off valves in the field as a whole, due to additional elements, which leads to an increase in the consumption of material and human resources during the installation, repair and operation of underwater equipment.
Так наиболее близким аналогом предлагаемого изобретения является система трубопроводной обвязки надводной фонтанной арматуры для подводной добычи углеводородов, имеющая разветвленную структуру задвижек и клапанов, используемых на различных линиях фонтанной арматуры месторождения, в том числе эксплуатационной линии и линии впрыска химических реагентов (см. RU 2740837 C1, МПК E21B 43/12, опубл. 21.01.2021). Вместе с тем, ввиду отсутствия защитных мероприятий, такая система не позволяет избежать различных негативных последствий, возникающих при остановке скважины.Thus, the closest analogue of the proposed invention is a piping system for surface Christmas tree fittings for underwater hydrocarbon production, which has a branched structure of gate valves and valves used on various lines of the field Christmas tree, including the production line and the chemical injection line (see RU 2740837 C1, IPC E21B 43/12, published 01/21/2021). At the same time, due to the lack of protective measures, such a system does not allow avoiding various negative consequences that occur when the well is stopped.
В связи с этим существует потребность в создании оригинальных системы и способа ее работы, обеспечивающих перекрытие запорной арматуры, что способствует повышению надежности запорной арматуры подводного газового месторождения при его закрытии, за счет использования характеристик уже имеющегося на месторождении оборудования без применения специальных конструктивных средств.In this regard, there is a need to create an original system and method of its operation that provide shut-off valves shut-off, which contributes to improving the reliability of the shut-off valves of an underwater gas field during its closure, by using the characteristics of the equipment already available at the field without the use of special constructive means.
Таким образом, решаемой в разработанной группе изобретений технической проблемой является безопасное закрытие регулирующей и запорной арматуры месторождения без применения специальных конструктивных средств (в контексте нашего изобретения систему можно считать специальным конструктивным средством с расположением конструктивных узлов и элементов в определенной последовательности, где отдельным конструктивным элементам системы приписываются новые функции).Thus, the technical problem solved in the developed group of inventions is the safe closing of the control and shut-off valves of the field without the use of special constructive means (in the context of our invention, the system can be considered a special constructive means with the arrangement of structural units and elements in a certain sequence, where individual structural elements of the system are assigned new features).
Технический результат заключается в обеспечении безопасного закрытия регулирующей и запорной арматуры за счет исключения возникновения условий для образования гидратов на оборудовании, задействованном в аварийном останове, и гидроударов при закрытии запорной арматуры.The technical result consists in ensuring the safe closing of the control and stop valves by eliminating the occurrence of conditions for the formation of hydrates on the equipment involved in emergency shutdown, and water hammer when closing the stop valves.
Согласно изобретению система для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения включает фонтанную арматуру, содержащую трубную колонну с затрубным пространством, буферной полостью, и систему трубопроводов, которые снабжены клапанами и задвижками, соединенными с блоком управления.According to the invention, a system for closing shut-off valves of an underwater gas field includes a Christmas tree containing a tubular string with an annulus, a buffer cavity, and a pipeline system that is equipped with valves and gate valves connected to a control unit.
В заявляемой системе фонтанная арматура содержит боковой отвод, снабженный центральной задвижкой, боковой эксплуатационной задвижкой, эксплуатационным дроссельным клапаном, датчиком давления, расположенными последовательно по ходу потока, где боковой отвод, по потоку связан с трубопроводом, идущим к кустовому манифольду, снабженным задвижкой ответвления кустового манифольда; перепускную линию, связывающую боковой отвод фонтанной арматуры, буферную полость и затрубное пространство друг с другом, снабженную задвижкой перепускной линии, боковой и центральной затрубными задвижками; линии подвода моноэтиленгликоля (МЭГ) и метанола, подключенные к боковому отводу фонтанной арматуры и снабженные клапанами закачки МЭГ и метанола, соответственно; линию закачки ингибитора коррозии, снабженную клапаном закачки ингибитора коррозии. При этом линия подвода МЭГ подключена к боковому отводу между эксплуатационным дроссельным клапаном и датчиком давления, перепускная линия подключена между центральной задвижкой и боковой эксплуатационной задвижкой и сообщена с затрубным пространством через центральную затрубную задвижку, линия подвода метанола подключена между перепускной линией и центральной задвижкой, а линия закачки ингибитора коррозии подключена к трубной колонне и проходит через затрубное пространство. При этом задвижки и клапаны выполнены с возможностью перекрытия потока по сигналу от блока управления в случае отклонения величины давления в боковом отводе, измеренной датчиком давления, от заданной предельной величины, предусмотренной технологическим режимом работы оборудования при движении потока газожидкостной смеси, и содержат средство определения действительного положения задвижек и клапанов, выполненное с возможностью передачи сигнала на блок управления, а блок управления выполнен с возможностью подачи сигналов на закрытие клапанов и задвижек в следующей последовательности: эксплуатационный дроссельный клапан, боковая эксплуатационная задвижка, боковая затрубная задвижка, центральная затрубная задвижка, задвижка перепускной линии, центральная задвижка, клапан закачки МЭГ, клапан закачки метанола, клапан закачки ингибитора коррозии, задвижка ответвления кустового манифольда.In the inventive system, the X-mas tree contains a side branch equipped with a central valve, a side operational valve, a production throttle valve, a pressure sensor located in series along the flow direction, where the side branch is connected downstream to the pipeline going to the cluster manifold, equipped with a branch manifold valve ; a bypass line connecting the side branch of the X-mas tree, the buffer cavity and the annular space with each other, equipped with a bypass line valve, side and central annular valves; monoethylene glycol (MEG) and methanol supply lines connected to the X-mas tree side outlet and equipped with MEG and methanol injection valves, respectively; a corrosion inhibitor injection line provided with a corrosion inhibitor injection valve. At the same time, the MEG supply line is connected to the side outlet between the production throttle valve and the pressure sensor, the bypass line is connected between the central valve and the side production valve and communicates with the annular space through the central annular valve, the methanol supply line is connected between the bypass line and the central valve, and the line injection of corrosion inhibitor is connected to the tubing string and passes through the annulus. At the same time, gate valves and valves are made with the possibility of shutting off the flow by a signal from the control unit in case of deviation of the pressure value in the side outlet, measured by the pressure sensor, from the predetermined limit value provided for by the technological mode of operation of the equipment when the flow of the gas-liquid mixture moves, and contain a means for determining the actual position gate valves and valves, configured to send a signal to the control unit, and the control unit is configured to send signals to close the valves and gate valves in the following sequence: operational throttle valve, side operational valve, side annular valve, central annular valve, bypass line valve, central valve, MEG injection valve, methanol injection valve, corrosion inhibitor injection valve, cluster manifold branch valve.
Согласно другому изобретению способ закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения включает использование вышеописанной системы.According to another invention, a method for closing valves in a subsea gas field includes the use of the system described above.
В заявляемом способе закрытие клапанов и задвижек осуществляют при поступлении с датчика давления сигнала о превышении величины давления в боковом отводе фонтанной арматуры заданной предельной величины, предусмотренной технологическим режимом работы оборудования при движении потока газожидкостной смеси, при этом закрытие клапанов и задвижек осуществляют в следующей последовательности с обеспечением контроля их действительного положения: эксплуатационный дроссельный клапан, боковая эксплуатационная задвижка, боковая затрубная задвижка, центральная затрубная задвижка, задвижка перепускной линии, центральная задвижка, клапан закачки МЭГ, клапан закачки метанола, клапан закачки ингибитора коррозии, задвижка ответвления кустового манифольда.In the proposed method, the valves and gate valves are closed when a signal is received from the pressure sensor that the pressure in the side outlet of the X-mas tree exceeds a given limit value provided for by the technological mode of operation of the equipment when the flow of the gas-liquid mixture is moving, while the valves and gate valves are closed in the following sequence to ensure control of their actual position: operational throttle valve, side operational valve, side annular valve, central annular valve, bypass line valve, central valve, MEG injection valve, methanol injection valve, corrosion inhibitor injection valve, cluster manifold branch valve.
В одном из конкретных предпочтительных вариантов способа, закрытие каждого последующего клапана или задвижки осуществляют не ранее чем через 2 секунды после закрытия предыдущего клапана или задвижки.In one of the specific preferred variants of the method, the closing of each subsequent valve or valve is carried out no earlier than 2 seconds after the closing of the previous valve or valve.
В одном из конкретных предпочтительных вариантов способа, закрытие боковой эксплуатационной задвижки, центральной задвижки, задвижки ответвления кустового манифольда осуществляют в течение 30 секунд, а закрытие боковой затрубной задвижки, центральной затрубной задвижки, задвижки перепускной линии, клапана закачки МЭГ, клапана закачки метанола, клапана закачки ингибитора коррозии осуществляют в течение 5 секунд.In one of the specific preferred embodiments of the method, the closure of the side production valve, the central valve, the branch manifold valve is carried out within 30 seconds, and the closure of the side annular valve, the central annular valve, the bypass valve, the MEG injection valve, the methanol injection valve, the injection valve corrosion inhibitor is carried out for 5 seconds.
Технический результат предлагаемой группы изобретений заключается в обеспечении безопасного закрытия регулирующей и запорной арматуры за счет исключения возникновения условий для образования гидратов на оборудовании, задействованном в аварийном останове, и гидроударов при закрытии запорной арматуры.The technical result of the proposed group of inventions is to ensure the safe closure of control and stop valves by eliminating the occurrence of conditions for the formation of hydrates on the equipment involved in emergency shutdown, and water hammer when closing the stop valves.
Алгоритм последовательности действий закрытия запорной арматуры останова подводного добычного комплекса месторождения направлен на безопасное, контролируемое, дистанционное закрытие регулирующей и запорной арматуры на подводной фонтанной арматуре, последующее закрытие скважинных забойных клапанов-отсекателей, а также закрытие запорной арматуры на кустовом и сборном манифольдах.The algorithm for the sequence of actions for shutting down the shut-off valves for shutting down the subsea production complex of the field is aimed at safe, controlled, remote closing of the control and shut-off valves on the subsea X-mas tree, the subsequent closing of downhole shut-off valves, as well as closing of the shut-off valves on the cluster and prefabricated manifolds.
В случае нарушения последовательности расположения и соединения конструктивных узлов и элементов системы, а также алгоритма последовательности закрытия запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) появляется вероятность возникновения аварийных ситуаций. При нарушении алгоритма последовательности закрытия ЗРА возможно повышение давления в шлейфе-газопроводе на отдельных участках из-за резкого изменения скорости потока газа, что в свою очередь может привести к гидроудару с дальнейшим разрушением или неисправностью оборудования. Также при несоблюдении последовательности закрытия ЗРА возможно образование гидратов на участках локализации (отключения) непосредственно на оборудовании, задействованном в алгоритме останова при соответствующих термодинамических условиях (давление, температура, состав газа, его влагосодержание, наличие и состав солей в пластовой воде). Образование гидратов приводит к выводу из строя оборудования и к уменьшению пропускной способности шлейфа-газопровода.In the event of a violation of the sequence of location and connection of structural units and elements of the system, as well as the algorithm for the sequence of closing the shut-off and control valves (SRA), there is a likelihood of emergency situations. If the algorithm for closing the ZRA is violated, it is possible to increase the pressure in the gas pipeline in certain sections due to a sharp change in the gas flow rate, which in turn can lead to a water hammer with further destruction or malfunction of the equipment. Also, if the sequence of shutdown is not observed, hydrates may form in the areas of localization (shutdown) directly on the equipment involved in the shutdown algorithm under appropriate thermodynamic conditions (pressure, temperature, gas composition, its moisture content, the presence and composition of salts in formation water). The formation of hydrates leads to the failure of equipment and to a decrease in the capacity of the gas pipeline.
Для восстановления работоспособности системы потребуются как значительные материальные ресурсы, так и продолжительное время в связи с особенностью размещения оборудования под водой.To restore the system's operability, both significant material resources and a long time will be required due to the peculiarity of placing equipment under water.
Губительные воздействия на оборудование (трубопроводы, клапаны и запорную арматуру) можно избежать, если точно соблюдать заложенную алгоритмом последовательность выполнения команд закрытия ЗРА.Detrimental effects on equipment (pipelines, valves and shut-off valves) can be avoided if the sequence of execution of commands for closing the closure control system laid down by the algorithm is exactly followed.
Каждое из вышеуказанных изобретений позволяет обеспечить безопасное закрытие регулирующей и запорной арматуры и тем самым повышает надежность всей системы. Безопасное закрытие арматуры достигается за счет вышеуказанного порядка перекрытия установленных определенным образом клапанов и задвижек ввиду влияния каждой из них на характеристики потока, проходящего через эксплуатационную линию запорной арматуры, такие как скорость, давление и т.п. Так обычно эксплуатируемые дроссельные клапаны способны постепенно менять свое проходное сечение и тем самым замедлять поток газа, но не рассчитаны на восприятие повышенных давлений. В тоже время иные используемые задвижки и клапаны, как правило, не обладают способностью регулирования потока в широких пределах и имеют более простую конструкцию, но способны воспринимать более высокие давления.Each of the above inventions makes it possible to ensure the safe closing of control and shut-off valves and thereby increases the reliability of the entire system. The safe closing of the valve is achieved by the above order of closing the valves and valves installed in a certain way, due to the influence of each of them on the characteristics of the flow passing through the production line of the shutoff valves, such as speed, pressure, etc. So commonly operated throttle valves are able to gradually change their flow area and thereby slow down the gas flow, but are not designed to absorb increased pressures. At the same time, other gate valves and valves used, as a rule, do not have the ability to control the flow over a wide range and have a simpler design, but are able to perceive higher pressures.
Наличие перепускной линии ФА также требует определенного, вышеуказанного порядка закрытия клапанов и задвижек, поскольку при перекрытии эксплуатационной линии происходит изменение режима течения газа и возможно дополнительное воздействие газа из затрубного пространства на перекрытые задвижки и клапаны.The presence of the FA bypass line also requires a certain, above-mentioned procedure for closing valves and gate valves, since when the production line is shut off, the gas flow regime changes and additional gas from the annulus may affect the closed gate valves and valves.
Таким образом, использование вышеуказанных изобретений позволяет повысить надежность подводного газового оборудования на месторождении при его закрытии и исключить возникновение условий, как для образования гидроударов при закрытии запорной арматуры, так и для образования гидратов на оборудовании, которые могут образовываться в случае резких изменений параметров (например, давление и температура) газожидкостной смеси через проточные части конструкции задвижек и клапанов в случае их одновременного закрытия.Thus, the use of the above inventions makes it possible to increase the reliability of subsea gas equipment at the field during its closure and exclude the occurrence of conditions both for the formation of hydraulic shocks when closing valves and for the formation of hydrates on the equipment, which can form in the event of sudden changes in parameters (for example, pressure and temperature) of the gas-liquid mixture through the flow parts of the design of gate valves and valves in case of their simultaneous closure.
Группа изобретений поясняется фигурой. На фиг.1 показано схематичное расположение элементов оборудования заявляемой системы.The group of inventions is illustrated by a figure. Figure 1 shows a schematic arrangement of equipment elements of the proposed system.
Позициями и условными обозначениями на фиг.1 обозначены (в скобках указаны другие возможные варианты названий указанных элементов):The positions and symbols in figure 1 are indicated (other possible options for the names of these elements are indicated in brackets):
1 - центральная задвижка (главная, или коренная задвижка эксплуатационной линии фонтанной арматуры);1 - central valve (main, or root valve of the production line of the X-mas tree);
2 - боковая эксплуатационная задвижка (вторичная задвижка эксплуатационной линии фонтанной арматуры, или рабочая задвижка фонтанной арматуры);2 - lateral operational valve (secondary valve of the production line of the X-mas tree, or the working valve of the X-mas tree);
3 - эксплуатационный дроссельный клапан (дроссельная задвижка, или штуцерная задвижка);3 - operational throttle valve (throttle valve, or choke valve);
4 - задвижка ответвления кустового манифольда;4 - gate valve of the branch manifold;
5 - задвижка перепускной линии (переходный клапан);5 - valve of the bypass line (changeover valve);
6 - боковая затрубная задвижка (затрубный стравливающий клапан, задвижка стравливания затрубного пространства, или боковая затрубная стравливающая задвижка);6 - lateral annular bleed valve (annular bleed valve, annulus bleed valve, or lateral annular bleed valve);
7 - центральная затрубная задвижка (главная задвижка канала затрубного пространства, или центральный затрубный клапан);7 - central annular valve (main valve of the annulus channel, or central annular valve);
8 - клапан закачки ингибитора коррозии;8 - corrosion inhibitor injection valve;
9 - клапан закачки метанола;9 - methanol injection valve;
10 - клапан закачки МЭГ;10 - MEG injection valve;
11 - затрубная вентиляционная задвижка;11 - annular ventilation valve;
Р - датчик давления;P - pressure sensor;
Т - датчик температуры;T - temperature sensor;
КМ - кустовой манифольд;KM - cluster manifold;
ФА - фонтанная арматура.FA - Christmas tree fittings.
Система для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения включает подводную фонтанную арматуру скважины. Продукция каждой скважины под действием пластового давления направляется по НКТ и поступает в подводную фонтанную арматуру. Продукция скважинной газожидкостной смеси с фонтанных арматур скважин поступает в кустовые манифольды через соединительные секции. Далее газожидкостная смесь от кустовых манифольдов подается к сборному манифольду. Последующая транспортировка скважинной продукции от сборного манифольда до береговой установки подготовки газа осуществляется по газосборным коллекторам. Для снижения гидратообразования на оборудовании при транспортировании пластовой продукции предусматривается подача МЭГ в каждую скважину. С береговой площадки управления морского технологического комплекса осуществляется подача МЭГа, ингибитора коррозии, метанола, а также осуществляется контроль и управление подводным оборудованием. Кустовые манифольды подключаются к фонтанным арматурам с помощью гидравлических и электрических перемычек, через которые осуществляется подача МЭГ, ингибитора коррозии, метанола, контроль и управление фонтанной арматурой.The system for closing the shut-off valves of an underwater gas field includes an underwater X-mas tree of the well. The production of each well under the action of reservoir pressure is directed through the tubing and enters the underwater Christmas tree. The production of the well gas-liquid mixture from the wells' X-mas trees enters the cluster manifolds through the connecting sections. Further, the gas-liquid mixture from the cluster manifolds is fed to the prefabricated manifold. The subsequent transportation of well products from the prefabricated manifold to the onshore gas treatment plant is carried out through gas gathering headers. To reduce hydrate formation on the equipment during the transportation of reservoir products, MEG is supplied to each well. MEG, corrosion inhibitor, methanol are supplied from the onshore control platform of the offshore technological complex, as well as control and management of underwater equipment. The cluster manifolds are connected to the X-mas trees using hydraulic and electrical jumpers, through which MEG, corrosion inhibitor, methanol are supplied, and the X-mas tree is monitored and controlled.
Транспорт пластовой продукции со скважин до сборного манифольда осуществляется по трубопроводам-шлейфам (например, с наружным диаметром 219,1 мм). Трубопроводы-шлейфы на всем протяжении укладываются на морское дно.Transportation of reservoir products from wells to the prefabricated manifold is carried out via pipelines (for example, with an outer diameter of 219.1 mm). Pipeline pipelines are laid along the entire length on the seabed.
В целях предотвращения внутренней коррозии стальных трубопроводов и оборудования морского технологического комплекса, обусловленной содержанием в добываемой пластовой продукции двуокиси углерода, предусматривается подача ингибитора коррозии в ствол каждой эксплуатационной скважины. В фонтанной арматуре через внутрискважинное отверстие подвески НКТ химреагенты (ингибитор коррозии) подаются в район забойного клапана-отсекателя для получения защитной пленки по всей внутренней поверхности трубопроводов.In order to prevent internal corrosion of steel pipelines and equipment of the offshore technological complex, due to the content of carbon dioxide in the produced reservoir products, it is planned to supply a corrosion inhibitor to the borehole of each production well. In the X-mas tree, chemicals (corrosion inhibitor) are supplied through the downhole hole of the tubing hanger to the area of the downhole shut-off valve to obtain a protective film over the entire inner surface of the pipelines.
Для снижения гидратообразования пластовой смеси в период нормальной эксплуатации на устья скважин подается водный раствор моноэтиленгликоля (МЭГ). Массовая доля МЭГ может составлять 80%, воды - 20%. На случай ввода новых скважин и аварийных режимов работы газосборной сети, в качестве ингибитора гидратообразования предусматривается применение водного раствора метанола. Массовая доля метанола может составлять 90%, воды - 10%.To reduce hydrate formation in the reservoir mixture during normal operation, an aqueous solution of monoethylene glycol (MEG) is supplied to the wellheads. The mass fraction of MEG can be 80%, water - 20%. In the case of commissioning new wells and emergency operation of the gas gathering network, the use of an aqueous solution of methanol is envisaged as an inhibitor of hydrate formation. The mass fraction of methanol can be 90%, water - 10%.
Подводная фонтанная арматура содержит трубную колонну с затрубным пространством, буферной полостью, и систему трубопроводов, которые снабжены клапанами и задвижками, соединенными с блоком управления. Фонтанная арматура предназначена для герметизации кольцевого (затрубного) пространства между эксплуатационной колонной и НКТ и направления газожидкостной смеси в боковой отвод (выкидную, или эксплуатационную, линию). Подводная фонтанная арматура представляет собой блочно-модульную сборку, включающую в свой состав: блоки с запорной арматурой, соединитель с колонной головкой, подвеской НКТ, штуцерный модуль, модуль подачи химреагентов, модуль контроля нижнего закачивания и модуль управления (подводный модуль управления, датчики и приборы КИП).The underwater Christmas tree contains a tubular string with an annulus, a buffer cavity, and a pipeline system, which are equipped with valves and gate valves connected to the control unit. Xmas tree valves are designed to seal the annular (annulus) space between the production string and tubing and to direct the gas-liquid mixture to the side outlet (flow line, or production line). The subsea Christmas tree is a block-modular assembly that includes: blocks with shutoff valves, a connector with a string head, a tubing hanger, a choke module, a chemical supply module, a lower injection control module and a control module (subsea control module, sensors and instruments KIP).
Основная функция подводной фонтанной арматуры герметизация межтрубного пространства и подвески НКТ, проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Отводы на подводной фонтанной арматуре позволяют закачивать в затрубное пространство дизельное топливо (тампонирующий материал), ингибиторы коррозии и гидратообразования, измерять затрубное давление, отбирать газ из затрубного пространства. На верхний фланец колонной обвязки устанавливают подводную фонтанную арматуру. Подводная фонтанная арматура служит для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования и контроля технологического режима работы. Подводная фонтанная арматура состоит из вертикального ствола и боковых отводов. Ствол заканчивается буферной полостью с задвижкой (например, задвижкой 11 на фиг.1) и манометром. Выбор подводной фонтанной арматуры и ее компоновка зависят от условий эксплуатации скважины и ее технологического режима работы. Режим работы скважин регулируется с помощью дроссельного клапана.The main function of the underwater X-mas tree is sealing the annular space and tubing suspension, carrying out technological operations during the development, operation and repair of wells. Bends on subsea X-mas trees make it possible to pump diesel fuel (plugging material), corrosion and hydrate inhibitors into the annulus, measure the annulus pressure, and extract gas from the annulus. An underwater Christmas tree is installed on the upper flange with a piping column. Subsea X-mas tree is used to direct the production of the well into the flow line, regulate and control the technological mode of operation. The underwater Christmas tree consists of a vertical shaft and side outlets. The barrel ends with a buffer cavity with a valve (for example,
На фиг.1 представлена схема расположения элементов подводной фонтанной арматуры. Подводная фонтанная арматура содержит боковой отвод - эксплуатационную линию, способную передавать поток скважинной газожидкостной смеси до кустового манифольда. Боковой отвод снабжен центральной задвижкой 1, боковой эксплуатационной задвижкой 2, эксплуатационным дроссельным клапаном 3, датчиком давления Р, расположенными последовательно по ходу потока скважинной газожидкостной смеси. Боковой отвод по потоку связан с трубопроводом, идущим к кустовому манифольду, снабженным задвижкой ответвления кустового манифольда 4.Figure 1 shows the layout of the elements of the underwater Christmas tree. Subsea X-mas tree contains a lateral branch - a production line capable of transferring the flow of the well gas-liquid mixture to the cluster manifold. The side branch is equipped with a
Фонтанная арматура содержит также перепускную линию, связывающую боковой отвод фонтанной арматуры, буферную полость и затрубное пространство друг с другом. Перепускная линия снабжена задвижкой перепускной линии 5, боковой 6 и центральной 7 затрубными задвижками, затрубной вентиляционной задвижкой 11, выполняющей функции буферной задвижки. Задвижка 11 находится в нормально закрытом состоянии при эксплуатации скважины; данная задвижка задействуется (открывается) только для выполнения работ в период проведения ремонта на скважине.The Christmas tree also contains a bypass line connecting the side branch of the Christmas tree, the buffer cavity and the annular space with each other. The bypass line is equipped with a
Фонтанная арматура содержит также линии подвода моноэтиленгликоля (МЭГ) и метанола, подключенные к боковому отводу фонтанной арматуры и снабженные клапанами закачки МЭГ 10 и метанола 9, соответственно. Фонтанная арматура содержит также линию закачки ингибитора коррозии, снабженную клапаном закачки ингибитора коррозии 8.The X-mas tree also contains monoethylene glycol (MEG) and methanol supply lines connected to the side outlet of the X-mas tree and equipped with
Линия подвода МЭГ подключена к боковому отводу между эксплуатационным дроссельным клапаном 3 и датчиком давления Р. Перепускная линия подключена между центральной задвижкой 1 и боковой эксплуатационной задвижкой 2 и сообщена с затрубным пространством через центральную затрубную задвижку 7. Линия подвода метанола подключена между перепускной линией и центральной задвижкой 1. Линия закачки ингибитора коррозии подключена к трубной колонне и проходит через затрубное пространство.The MEG supply line is connected to the side outlet between the
Вышеперечисленные задвижки и клапаны выполнены с возможностью перекрытия потока по сигналу от блока управления в случае отклонения величины давления в боковом отводе, измеренной датчиком давления, от заданной предельной величины, предусмотренной технологическим режимом работы оборудования при движении потока газожидкостной смеси.The above gate valves and valves are designed to shut off the flow by a signal from the control unit in case of deviation of the pressure value in the side outlet, measured by the pressure sensor, from the specified limit value provided for by the technological operating mode of the equipment when the gas-liquid mixture flow moves.
Каждая из вышеперечисленных задвижек и клапанов содержат средство определения действительного положения задвижек и клапанов, выполненное с возможностью передачи сигнала на блок управления.Each of the above valves and valves contain a means for determining the actual position of the valves and valves, configured to transmit a signal to the control unit.
Систему для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения используют так, что закрытие клапанов и задвижек осуществляют при поступлении с датчика давления сигнала о превышении величины давления в боковой линии фонтанной арматуры заданной предельной величины. При этом блок управления выполнен с возможностью подачи сигналов на закрытие клапанов и задвижек, которую осуществляют в следующей последовательности с обеспечением контроля их действительного положения: эксплуатационный дроссельный клапан 3, боковая эксплуатационная задвижка 2, боковая затрубная задвижка 6, центральная затрубная задвижка 7, задвижка перепускной линии 5, центральная задвижка 1, клапан закачки МЭГ 10, клапан закачки метанола 9, клапан закачки ингибитора коррозии 8, задвижка ответвления кустового манифольда 4.The system for closing the shut-off valves of an underwater gas field is used so that the valves and valves are closed when a signal is received from the pressure sensor that the pressure in the lateral line of the X-mas tree has exceeded a predetermined limit value. At the same time, the control unit is configured to send signals to close the valves and gate valves, which is carried out in the following sequence to ensure control of their actual position:
Закрытие каждого последующего клапана или задвижки осуществляют с временным интервалом после закрытия предыдущего клапана или задвижки, например, через 2 секунды. В качестве одного из предпочтительных примеров, закрытие боковой эксплуатационной задвижки 2, центральной задвижки 1, задвижки ответвления кустового манифольда 4 осуществляют в течение 30 секунд, а закрытие боковой затрубной задвижки 6, центральной затрубной задвижки 7, задвижки перепускной линии 5, клапана закачки МЭГ 10, клапана закачки метанола 9, клапана закачки ингибитора коррозии 8 осуществляют в течение 5 секунд. Далее в зависимости от ситуации осуществляют последующие действия для закрытия запорной арматурой подводного газового месторождения: закрытие скважинных забойных клапанов-отсекателей, а также закрытие запорной арматуры на кустовом и сборном манифольдах.Closing of each subsequent valve or valve is carried out with a time interval after the closing of the previous valve or valve, for example, after 2 seconds. As one of the preferred examples, closing the
Представленная последовательность подачи сигналов предназначена для конфигурации программного обеспечения главной станции управления (ГСУ).The presented sequence of signaling is intended for the configuration of the software of the main control station (MCS).
Последовательность операций c запорной арматурой определена алгоритмом останова. Пример матрицы последовательности закрытия запорной арматуры приведен в таблице 1.The sequence of operations with shutoff valves is determined by the shutdown algorithm. An example of a valve closing sequence matrix is shown in Table 1.
Для аварийных и технологических (экстренных) остановов, контролируемых ГСУ, предусмотрен последовательный алгоритм управления запорной арматурой ПДК с расчетом по времени с целью обеспечения максимально быстрого и безопасного закрытия скважин и останова производственных объектов ПДК.For emergency and technological (emergency) shutdowns controlled by the GSU, a sequential algorithm for controlling the stop valves of the MPC with a time calculation is provided in order to ensure the fastest and safest shutdown of wells and shutdown of the production facilities of the MPC.
Временные интервалы и последовательность выполнения операций с запорной арматурой фонтанной арматурыTable 1
Time intervals and sequence of operations with stop valves of X-mas trees
(главной задвижки эксплуатационной линии фонтанной арматуры)Closing
(main gate valve of production line of X-mas trees)
Принятый алгоритм последовательности закрытия ЗРА исключает возникновение процессов эффекта Джоуля-Томсона с возможностью образования гидратов на технологическом оборудовании. При нормальной работе скважины поток газа прогревается равномерно по всему сечению трубы. Окружающая температура стенки газопровода около - 2°С (температура воды), температура газа на участке трубы примерно 90-95°С - это температура выхода из эксплуатационного дроссельного клапана 3 (эксплуатационной штуцерной задвижки). Газожидкостная смесь при движении по трубе охлаждается за счет процесса теплообмена со стенкой, которая омывается окружающей морской водой. В результате охлаждения температура на поверхности стенки составит около 72-75°С. Таким образом, в случае нарушения порядка закрытия ЗРА произойдет увеличение скорости потока газожидкостной смеси, что в свою очередь приведет к изменению температуры и давления газожидкостной смеси в цепочке газосборной системы при стационарном адиабатическом дросселировании. Изменение вышеперечисленных параметров может привести к образованию в газосборной системе гидратов. При соблюдении заданного алгоритма отключения газосборная система не будет претерпевать резких перепадов истечения газожидкостной смеси, через проточные части конструкции дросселей, перемычек и ЗРА. Таким образом, реализуется возможность по исключению условий образования гидратов, соблюдая последовательный предложенный алгоритм отключения ЗРА.The adopted algorithm for closing the ZRA excludes the occurrence of Joule-Thomson effect processes with the possibility of hydrate formation on the process equipment. During normal operation of the well, the gas flow is heated evenly over the entire cross section of the pipe. The ambient temperature of the gas pipeline wall is about - 2°C (water temperature), the gas temperature in the pipe section is approximately 90-95°C - this is the outlet temperature from the operational throttle valve 3 (operational choke valve). The gas-liquid mixture while moving through the pipe is cooled due to the process of heat exchange with the wall, which is washed by the surrounding sea water. As a result of cooling, the temperature on the wall surface will be about 72-75°C. Thus, in the event of a violation of the order of closing the GRA, an increase in the flow rate of the gas-liquid mixture will occur, which in turn will lead to a change in the temperature and pressure of the gas-liquid mixture in the gas-gathering system chain during stationary adiabatic throttling. Changing the above parameters can lead to the formation of hydrates in the gas collection system. If the specified shutdown algorithm is observed, the gas gathering system will not undergo sharp drops in the outflow of the gas-liquid mixture through the flow parts of the design of chokes, jumpers and ZRA. Thus, the possibility is realized to eliminate the conditions for the formation of hydrates, observing the consistent proposed algorithm for shutting down the ZRA.
Длительность (продолжительность) таймеров автоматического закрытия ЗРА, задействованных в алгоритме, прописаны в логике ГСУ. Время закрытия ЗРА получено расчетным путем и определяется гидравлическими расчетами из условий эксплуатации месторождения.The duration (duration) of the timers for automatic closing of the ZRA involved in the algorithm is specified in the GSU logic. The closing time of the ZRA is obtained by calculation and is determined by hydraulic calculations from the operating conditions of the field.
Временные интервалы, прописанные в логике главного блока управления (MCS) и каждый шаг алгоритма должны выполняться в соответствии с указанным рассчитанным интервалом времени и не влиять на статус выполнения предшествующих операций с запорной арматурой, задействованной в алгоритме. Задвижки обеспечивают работоспособность системы при максимальных перепадах давления при открытии или закрытии с учетом их конструктивных особенностей и обеспечивают безопасный технологический процесс. После каждого выполняемого действия выдерживается пауза продолжительностью около 2-3 секунд для контроля реализации (выполнения) команды. При этом учитывается оборудование и рассматривается технологическая цепочка от скважины до установки комплексной подготовки газа. Время открытия или закрытия ЗРА зависит от следующих параметров: состава добываемого флюида, протяженности газопроводов и смонтированного оборудования.The time intervals prescribed in the logic of the main control unit (MCS) and each step of the algorithm must be performed in accordance with the specified calculated time interval and not affect the status of the previous operations with the valves involved in the algorithm. Gate valves ensure system performance at maximum pressure drops when opening or closing, taking into account their design features and ensure a safe process. After each action performed, a pause of about 2-3 seconds is maintained to control the implementation (execution) of the command. This takes into account the equipment and considers the technological chain from the well to the complex gas treatment unit. The time of opening or closing of the ZRA depends on the following parameters: the composition of the produced fluid, the length of gas pipelines and the installed equipment.
Время закрытия задвижек может выбираться прямо пропорционально длине трубопровода. При отклонении интервала времени закрытия ЗРА от расчетного возможно возникновение гидравлического удара, вследствие чего может произойти повреждение труб. Наличие временного интервала для закрытия ЗРА не допускает ее быстрое закрытие, тем самым предотвращая возникновение больших скоростей потока газожидкостной смеси, которые способствуют возникновению гидравлического удара и, в том числе, могут приводить к разрушению труб.The closing time of the valves can be selected in direct proportion to the length of the pipeline. If the closing time interval of the ZRA deviates from the calculated one, a water hammer may occur, as a result of which pipes may be damaged. The presence of a time interval for closing the SRA prevents its rapid closure, thereby preventing the occurrence of high flow rates of the gas-liquid mixture, which contribute to the occurrence of hydraulic shock and, among other things, can lead to the destruction of pipes.
Рассмотрим в качестве примера ситуацию: «Предельно высокое давление в эксплуатационной линии фонтанной арматуры после дросселя», при которой должен быть инициирован алгоритм последовательного закрытия ЗРА фонтанной арматуры.As an example, let's consider the situation: "The maximum high pressure in the production line of the X-mas tree after the choke", in which the algorithm for sequential closing of the X-mas tree valve ZRA should be initiated.
Рост давления в эксплуатационной линии после дросселя ФА свидетельствует о возможной блокировке (закупорке) газосборного трубопровода, вследствие возможного образования гидратов в трубопроводе или неисправности ЗРА. Событие, по которому активируется останов - показание датчика давления Р (установленного по ходу потока в боковом отводе после эксплуатационного дроссельного клапана 3), превышающее аварийное предельно высокое значение давления. Получив аварийный сигнал от указанного датчика давления, превышающий аварийное предельно высокое значение давления на ФА после эксплуатационного дроссельного клапана 3 от SCM (подводного модуля управления), команда поступает на MCS (главный блок управления). Последовательность останова технологического процесса инициирована АСУ ТП ПДК (автоматизированной системы управления технологическим процессом подводным добычным комплексом), посредством активации команды останова на технологической мнемосхеме рабочего экрана АРМ оператора. Далее запускается алгоритм на последовательное выполнение команды на закрытие ЗРА для возникшей ситуации, а именно запускается таймер закрытия запорной арматуры на соответствующей ФА.An increase in pressure in the production line after the FA throttle indicates a possible blockage (blockage) of the gas collection pipeline due to the possible formation of hydrates in the pipeline or a malfunction of the ZRA. The event that activates the shutdown is the reading of the pressure sensor P (installed downstream in the side outlet after the service throttle valve 3) exceeding the alarm high pressure limit. Having received an alarm signal from the specified pressure sensor that exceeds the emergency high pressure limit on the FA after the
Для индикации начала и завершения процесса останова из MCS в SCM должны быть отправлены сигналы по интерфейсной связи.Signals must be sent from the MCS to the SCM over the interface link to indicate the start and end of the shutdown process.
После получения команды по предельно высокому давлению в эксплуатационной линии ФА после дросселя выполняется алгоритм на последовательное закрытие ЗРА (выполнение последовательности, заложенной алгоритмом таймера Т1-Т9). Последовательность выполнения команды начинается с закрытия эксплуатационного дроссельного клапана 3 (эксплуатационная штуцерная задвижка) с начальным временным таймером Т0. До реализации последующих этапов алгоритма клапан 3 на фонтанной арматуре должен быть в закрытом состоянии.After receiving the command for the maximum high pressure in the production line FA after the throttle, the algorithm for sequential closing of the ZRA is executed (execution of the sequence laid down by the algorithm of the timer T1-T9). The command execution sequence begins with the closing of the production throttle valve 3 (operational choke valve) with the initial timer T0. Prior to the implementation of the subsequent stages of the algorithm,
После получения сигнала, что команда на закрытие эксплуатационного дроссельного клапана 3 выполнена, подается команда на закрытие боковой эксплуатационной задвижки 2 с временным таймером Т1 и продолжительностью на закрытие 30 секунд. Реализация выполнения каждого этапа алгоритма на фонтанной арматуре - это переключение ЗРА в закрытое состояние. Далее по выбранному сценарию продолжается выполнение следующих действий с приведенными в качестве примера временными интервалами:After receiving a signal that the command to close the
- закрытие боковой затрубной задвижки 6 с временным таймером Т2 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;- closing of the side
- закрытие центральной затрубной задвижки 7 с временным таймером Т3 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;- closing of the central
- закрытие задвижка перепускной линии 5 (переходной клапан) с временным таймером Т4 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;- closing the bypass valve 5 (crossover valve) with a timer T4 and a closing time of 5 seconds;
- закрытие центральной задвижки 1 с временным таймером Т5 и продолжительностью на закрытие 30 секунд;- closing of the
- закрытие клапана закачки МЭГ 10 с временным таймером Т6 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;- closing the
- закрытие клапана закачки метанола 9 с временным таймером Т7 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;- closing the methanol injection valve 9 with a timer T7 and a closing time of 5 seconds;
- закрытие клапана закачки ингибитора коррозии 8 с временным таймером Т8 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;- closing of the corrosion
- закрытие задвижки ответвления кустового манифольда 4 на соответствующем кустовом манифольде (КМ) с временным таймером Т9 и продолжительностью на закрытие 30 секунд.- closing the gate valve of the
Последовательность выполнения действий закрытия ЗРА на ФА и КМ позволит избежать блокировку газосборной системы (ГСС), которая в свою очередь может привести к остановке установки комплексной подготовки газа (УКПГ).The sequence of actions to close the ZRA at the FA and KM will allow to avoid blocking the gas gathering system (GSS), which in turn can lead to the shutdown of the complex gas treatment unit (CGTP).
Сведения о положении запорной арматуры по окончании останова передаются подводным модулем управления в MCS и далее передаются на пульт оператора.Information about the position of the stop valves at the end of the shutdown is transmitted by the underwater control module to the MCS and then transmitted to the operator's console.
Продукция каждой скважины под действием пластового давления направляется по НКТ и поступает в подводную фонтанную арматуру. Выбранная последовательность закрытия запорной арматуры на фонтанной арматуре состоит в том, чтобы безаварийно и без участия человека, в случае непредвиденной ситуации, перекрыть поток газожидкостной смеси из скважины в эксплуатационную линию газопровода, тем самым обеспечить возможность предотвращения разрушения оборудования, избежать экологической катастрофы и предотвратить развитие аварийной ситуации.The production of each well under the action of reservoir pressure is directed through the tubing and enters the underwater Christmas tree. The chosen sequence of shut-off valves closing on the X-mas tree is to shut off the flow of gas-liquid mixture from the well to the production line of the gas pipeline without accident and without human intervention, in the event of an unforeseen situation, thereby ensuring the possibility of preventing equipment destruction, avoiding an environmental disaster and preventing the development of an emergency. situations.
Выбранный алгоритм последовательности действия закрытия ЗРА позволит избежать условий для образования гидратов и гидроударов. При соблюдении последовательности закрытия ЗРА отсутствует разрыв потока течения газожидкостной смеси от скважины и далее по направлению движения газожидкостной смеси, также не происходит резкое снижение давления и температуры до и после ЗРА, это благоприятно скажется на эксплуатации оборудования.The selected algorithm of the sequence of action of the closing of the ZRA will allow to avoid the conditions for the formation of hydrates and water hammers. If the closing sequence of the closure is followed, there is no break in the flow of the gas-liquid mixture from the well and further in the direction of movement of the gas-liquid mixture, and there is also no sharp decrease in pressure and temperature before and after the closure, which will favorably affect the operation of the equipment.
В случае нарушения заданного алгоритма закрытия ЗРА в проточных каналах изменяются термодинамические параметры газожидкостной смеси (давление, температура, плотность, коэффициент кинематической вязкости), которые приводят к фазовым переходам в среде. Изменение термодинамических условий приведет к непредсказуемым последствиям на оборудовании (разрушение, заклинивание и т.д.).In case of violation of the given algorithm for closing the ZRA in the flow channels, the thermodynamic parameters of the gas-liquid mixture (pressure, temperature, density, coefficient of kinematic viscosity) change, which lead to phase transitions in the medium. Changing thermodynamic conditions will lead to unpredictable consequences on the equipment (destruction, jamming, etc.).
При реализации предложенной последовательности сначала осуществляют закрытие эксплуатационного дроссельного клапана 3. Выбор эксплуатационного дроссельного клапана 3 в виде первоначального элемента для перекрытия скважинной продукции обусловлен тем, что дроссельный клапан по своей конструкции является регулируемой запорной арматурой и ввиду конструктивных особенностей его перекрытие в первую очередь позволит снизить вероятность возникновения гидроудара скважинной продукции по сравнению с перекрытием какой-либо иной задвижки или клапана фонтанной арматуры, которые являются нерегулируемыми.When implementing the proposed sequence, the
Конструкция дроссельного клапана, как правило, представляет собой высокопрочный цельный угловой дроссельный корпус с входным и выходным патрубком. В него входит привод, состоящий из высокой целостной храповой и лапчатой конструкции для движения внутри корпуса, а импульсные/ступенчатые гидравлические цилиндры обеспечивают равномерность движущей силы привода вдоль корпуса дросселя. Шток клапана фиксируется в верхнем или нижнем положении при управлении гидравлическом или механическим воздействием при операциях, связанных с открытием/закрытием клапана. Движение привода перекрывает боковые отверстия дросселя плавно по всей площади поверхности. Скорость перемещения штока клапана при закрытии, как правило, меньше скорости потока газожидкостной среды. Поэтому поток газожидкостной среды замедляется и процесс перекрытия потока газожидкостной среды снижает интенсивность вероятного возникновения гидравлического удара. Особенность дроссельного клапана, заключающаяся в возможности регулирования потока, выполняет необходимую функцию равномерного регулирования потока газа без условий создания кавитации и связанных с ней проблем эрозии, вибрации и шума. Закрытие эксплуатационного дроссельного клапана 3 в первую очередь позволит снизить вероятность возникновения условий образования гидроудара на оборудовании ФА при движении скважинной продукции по эксплуатационной линии в сравнении с закрытием другой из установленных задвижек или клапанов, расположенных на фонтанной арматуре, которые в свою очередь не являются регулируемыми.The choke valve design is typically a high strength one piece angle choke body with an inlet and outlet. It incorporates an actuator consisting of a high integral ratchet and claw design for movement within the body, and impulse/staged hydraulic cylinders ensure uniformity of actuator driving force along the throttle body. The valve stem is fixed in the upper or lower position when controlled by hydraulic or mechanical action during operations related to the opening / closing of the valve. The movement of the drive closes the side openings of the throttle smoothly over the entire surface area. The speed of movement of the valve stem during closing, as a rule, is less than the flow rate of the gas-liquid medium. Therefore, the flow of the gas-liquid medium slows down and the process of shutting off the flow of the gas-liquid medium reduces the intensity of the likely occurrence of water hammer. The throttling valve's flow control feature performs the necessary function of uniformly regulating the gas flow without causing cavitation and the associated problems of erosion, vibration and noise. Closing the
После начала закрытия эксплуатационным дроссельным клапаном 3 потока газожидкостной смеси от скважины возникают повышенные нагрузки (нехарактерные для эксплуатационных режимов работы дроссельного клапана) на его конструктивные элементы из-за резкого перепада давления до и после клапана, вызванные скважинной газожидкостной смесью. Для того чтобы снизить воздействие такого повышенного давления на дроссельный клапан, осуществляют поочередное закрытие вначале боковой эксплуатационной задвижки 2, расположенной перед эксплуатационным дроссельным клапаном 3 по потоку газожидкостной смеси от скважины до кустового манифольда. Расположение боковой эксплуатационной задвижки 2, между эксплуатационным дроссельным клапаном 3 и центральной задвижкой 1 и ее закрытие после закрытия эксплуатационного дроссельного клапана 3 значительно снижает силовое воздействие потока рабочей среды на дроссельный клапан 3 при ее закрытии. Конструктивное исполнение боковой эксплуатационной задвижки 2 (шиберная задвижка с гидравлическим линейным приводом) представляет собой отказоустойчивую конструкцию с гидравлическим приводом с пружинным приводом и болтовой конструкцией. Пружинная камера при закрытии отводится в нижнее положение и приводит в движение шток клапана в нижнее положение, перекрывая поток газожидкостной смеси в процессе его перемещения по цилиндру клапана. При закрытии задвижки 2 происходит постепенное выравнивание гидростатического давления потока газожидкостной смеси до и после задвижки 2. Основная силовая система, как правило, включает в себя стационарную конструкцию поршня, представляющую собой динамический цилиндр с карбидным покрытием уплотнительных элементов, что позволяет без резких поступательных движений перекрыть поток газа от скважины. Перекрывая поток газа от фонтанной арматуры, снижается давление перед эксплуатационным дроссельным клапаном (штуцерная задвижка), вследствие чего снижается как вероятность возникновения гидроудара, так и вероятность выхода из строя дроссельного клапана.After the
Для предотвращения дополнительного воздействия давления в затрубном пространстве скважины на эксплуатационную линию и боковую эксплуатационную задвижку 2 закрываются такие ЗРА как: боковая затрубная задвижка 6, центральная затрубная задвижка 7, задвижка перепускной линии 5, при этом также может дополнительно контролироваться нормальное закрытое положение затрубной вентиляционной задвижки 11.To prevent additional impact of pressure in the annular space of the well on the production line and the
После закрытия всех вышеперечисленных задвижек и клапанов закрываем центральную задвижку 1 эксплуатационной линии фонтанной арматуры, которая работает по такому же принципу, как и боковая эксплуатационная задвижка 2. Центральная задвижка 1 перекрывает основной поток газожидкостной смеси высокого давления от скважины в эксплуатационную линию и препятствует возможности попадания газа после себя на боковую эксплуатационную задвижку 2. А также исключает попадание высокого давления газа от скважины в эксплуатационную линию фонтанной арматуры. В целях исключения возможного дополнительного противодавления в эксплуатационную линию закрываются клапана закачки МЭГ 10, закачки метанола 9 и ингибитора коррозии 8.After closing all of the above valves and valves, we close the
Выполнение заложенной автоматикой алгоритма последовательности и соблюдение закладываемых расчетных временных интервалов закрытия запорной арматуры позволит избежать аварийных ситуаций на оборудовании фонтанной арматуры при ее закрытии.The implementation of the sequence algorithm laid down by the automation and compliance with the calculated time intervals for closing the shut-off valves will allow to avoid emergency situations on the equipment of the X-mas tree when it is closed.
Как следствие, именно такое вышеприведенное расположение клапанов и задвижек в фонтанной арматуре и именно такая вышеприведенная последовательность подачи сигналов на закрытие указанных клапанов и задвижек необходима для эффективного исключения, как образования гидратов, так и гидроударов.As a consequence, it is precisely such the above arrangement of valves and gate valves in the X-mas tree and precisely such the above sequence of signaling the closing of said valves and gate valves that is necessary to effectively eliminate both the formation of hydrates and water hammer.
Таким образом, предложенная группа изобретений обеспечивает безопасное закрытие регулирующей и запорной арматуры за счет исключения возникновения условий для образования гидратов на оборудовании, задействованном в аварийном останове, и гидроударов при закрытии запорной арматуры.Thus, the proposed group of inventions ensures the safe closing of control and stop valves by eliminating the occurrence of conditions for the formation of hydrates on the equipment involved in emergency shutdown, and water hammer when closing the stop valves.
Claims (6)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2783981C1 true RU2783981C1 (en) | 2022-11-23 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806438C1 (en) * | 2023-03-01 | 2023-11-01 | Акционерное общество "Газпром газораспределение Тула" | Automated control system for gas distribution network shut-off and control valves |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3993100A (en) * | 1974-04-29 | 1976-11-23 | Stewart & Stevenson Oiltools, Inc. | Hydraulic control system for controlling a plurality of underwater devices |
| RU2293240C2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-02-10 | ООО ПКФ "Транс-Евразия" | Method and device for emergency stop of fluid flow |
| RU2355874C1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-05-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания "Корвет" (ОАО "АК "Корвет") | Gas well piping |
| RU2367770C1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-09-20 | Закрытое Акционерное Общество Финансовая Компания "Центр-Космос-Нефть-Газ" | Equipment system for gas field well controlling |
| WO2016028158A1 (en) * | 2014-08-19 | 2016-02-25 | Statoil Petroleum As | Wellhead assembly |
| RU2596175C1 (en) * | 2015-04-24 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | X-tree control method and device therefor |
| US20170362909A1 (en) * | 2016-06-15 | 2017-12-21 | Cameron International Corporation | High-integrity pressure protection system christmas tree |
| RU2740837C1 (en) * | 2020-01-28 | 2021-01-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings |
| RU2763576C1 (en) * | 2021-06-01 | 2021-12-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Инженерные Технологии» (ООО «Инженерные Технологии») | Wellhead mounting technology |
| US20220018214A1 (en) * | 2018-12-05 | 2022-01-20 | Dril-Quip, Inc. | Barrier arrangement in wellhead assembly |
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3993100A (en) * | 1974-04-29 | 1976-11-23 | Stewart & Stevenson Oiltools, Inc. | Hydraulic control system for controlling a plurality of underwater devices |
| RU2293240C2 (en) * | 2005-02-16 | 2007-02-10 | ООО ПКФ "Транс-Евразия" | Method and device for emergency stop of fluid flow |
| RU2355874C1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-05-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная компания "Корвет" (ОАО "АК "Корвет") | Gas well piping |
| RU2367770C1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-09-20 | Закрытое Акционерное Общество Финансовая Компания "Центр-Космос-Нефть-Газ" | Equipment system for gas field well controlling |
| WO2016028158A1 (en) * | 2014-08-19 | 2016-02-25 | Statoil Petroleum As | Wellhead assembly |
| RU2596175C1 (en) * | 2015-04-24 | 2016-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Финансово-промышленная компания "Космос-Нефть-Газ" | X-tree control method and device therefor |
| US20170362909A1 (en) * | 2016-06-15 | 2017-12-21 | Cameron International Corporation | High-integrity pressure protection system christmas tree |
| US20220018214A1 (en) * | 2018-12-05 | 2022-01-20 | Dril-Quip, Inc. | Barrier arrangement in wellhead assembly |
| RU2740837C1 (en) * | 2020-01-28 | 2021-01-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | System of pipeline connection of surface x-mas tree fittings |
| RU2763576C1 (en) * | 2021-06-01 | 2021-12-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Инженерные Технологии» (ООО «Инженерные Технологии») | Wellhead mounting technology |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806438C1 (en) * | 2023-03-01 | 2023-11-01 | Акционерное общество "Газпром газораспределение Тула" | Automated control system for gas distribution network shut-off and control valves |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10472916B2 (en) | Subsea tree and methods of using the same | |
| US10808483B2 (en) | System for hydrocarbon recovery | |
| AU2012271679B2 (en) | Diverter system for a subsea well | |
| NO324167B1 (en) | System and method for dynamic sealing around a drill string. | |
| US8157013B1 (en) | Tensioner system with recoil controls | |
| WO2017042152A1 (en) | Valve actuator with a hydraulic locking device | |
| NO345975B1 (en) | Wellhead assembly | |
| US11851970B2 (en) | Modified riser joints for subsea managed pressure operations | |
| EP2668365B1 (en) | Check valve | |
| US10156113B2 (en) | BOP control system circuit to reduce hydraulic flow/water hammer | |
| RU2783981C1 (en) | System and method for shut-off valves closing of underwater gas field | |
| EP3287590B1 (en) | Failsafe valve system | |
| US10119352B2 (en) | Direct hydraulic rapid response module apparatus and method | |
| US11629572B2 (en) | Surface safety valve | |
| AU2015213314B2 (en) | Blowout preventor actuation tool | |
| RU2010146723A (en) | HYDROCARBON RAW MATERIAL WELL | |
| RU2731435C1 (en) | Above-water circulating head | |
| Jóannesson et al. | IDDP-2 Well Head and Flow-Line Design for IDDP-2 | |
| RU2282102C2 (en) | Method to protect well discharge pipelines from solidification at abnormal oil fields | |
| Cahyadi et al. | Producing the Well Through a Flow Choke Versus a Tee Spool; An Evaluation of Benefit vs Well Integrity vs Operational Challenges | |
| Skeels et al. | Challenges associated with HPHT intervention equipment | |
| RU2453684C1 (en) | Well cluster of hydrocarbon raw material deposit | |
| CN118669083A (en) | Well control assembly device for underwater light operation |