RU2810668C1 - System for remote safety monitoring during wireline well services in existing gas wells - Google Patents
System for remote safety monitoring during wireline well services in existing gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2810668C1 RU2810668C1 RU2022134872A RU2022134872A RU2810668C1 RU 2810668 C1 RU2810668 C1 RU 2810668C1 RU 2022134872 A RU2022134872 A RU 2022134872A RU 2022134872 A RU2022134872 A RU 2022134872A RU 2810668 C1 RU2810668 C1 RU 2810668C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- control
- geophysical
- lubricator
- logging
- sensor
- Prior art date
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 27
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 12
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 12
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 2
- 241000269400 Sirenidae Species 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим безопасность при проведении геофизических исследований и работ в эксплуатационных скважинах с избыточным давлением на устье приборами и инструментами, опускаемыми в скважину на геофизическом кабеле или скребковой проволоке.The invention relates to the field of the gas industry, namely to devices that ensure safety during geophysical research and work in production wells with excess pressure at the wellhead using devices and instruments lowered into the well on a geophysical cable or scraper wire.
Скважина с избыточным давлением на устье является опасным производственным объектом (далее ОПО). По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважина принадлежит к первой категории, при этом геофизические исследования и работы (далее ГИРС) проводятся в нулевой зоне класса взрывоопасности.A well with excess pressure at the mouth is a hazardous production facility (hereinafter referred to as HPF). In terms of the degree of danger of gas, oil and water shows, the well belongs to the first category, while geophysical research and work (hereinafter referred to as GIRS) is carried out in the zero explosion hazard class zone.
В связи с вышеизложенным, вопросы безопасности имеют первостепенное значение для геофизической сервисной службы, причем упор должен быть сделан именно на дистанционный контроль безопасности при проведении ГИРС.In connection with the above, safety issues are of paramount importance for the geophysical service service, and the emphasis should be placed specifically on remote safety monitoring when carrying out geophysical surveys.
Основными категориями оборудования, используемого при проведении ГИРС в скважинах с избыточным давлением на устье являются лубрикаторные установки, осуществляющие герметизацию гибкого подвижного элемента - геофизического кабеля или скребковой проволоки (ГПЭ), на котором скважинные приборы опускают в скважину, грузоподъемные агрегаты - геофизические вышки, поднимающие и вывешивающие скважинные лубрикаторы лубрикаторных установок при проведении ГИРС, и каротажные подъемники, на лебедку которых намотан ГПЭ, используемый для проведения спуско-подъемных операций со скважинными приборами.The main categories of equipment used when carrying out logging in wells with excess pressure at the wellhead are lubricator units that seal a flexible moving element - a geophysical cable or scraper wire (GPE), on which downhole tools are lowered into the well, lifting units - geophysical towers, lifting and hanging downhole lubricators of lubricator installations when carrying out logging, and logging hoists, on the winch of which a GPE is wound, used for carrying out tripping and hoisting operations with downhole instruments.
Известна лубрикаторная установка с интеллектуальными исполнительными механизмами, состоящая из скважинного лубрикатора, устанавливаемого на фонтанной арматуре скважины и содержащего гидравлически управляемые узлы, гидравлическую систему, располагаемую на удалении от скважинного лубрикатора, в состав которой входят линия подачи уплотнительной смазки и линия подачи рабочей жидкости, управляемых компьютером интеллектуальных исполнительных механизмов: пропорциональных регуляторов и управляющих клапанов, и информационно-управляющий комплекс, состоящий из удаленного компьютера со специализированным программным обеспечением, получающего и обрабатывающего информацию от контрольных датчиков давления, датчиков давления, устанавливаемых в линиях подачи уплотнительной смазки и рабочей жидкости и устройств передачи информации от контрольных датчиков к компьютеру и от компьютера к исполнительным механизмам гидравлической системы [RU 2598666 С1, МПК Е21В 33/00, 47/00, опубл. 2015]. В информационно-управляющий комплекс дополнительно включены устанавливаемый в линии подачи ингибитора контрольный датчик регистрации давления, устанавливаемые на скважинном лубрикаторе контрольные датчики положения плашек превенторов, регистрации давления в приемной камере лубрикатора, положения ловушки сигнализирующего устройства, температуры скважинного флюида и регистрации утечек газа, а также устанавливаемые в баках гидравлической системы контрольные датчики уровня уплотнительной смазки, уровня рабочей жидкости и уровня ингибитора гидратообразования. Установка обеспечивает снижение рисков возникновения аварийных ситуаций в исследуемых скважинах, контроль утечек скважинного флюида в атмосферу, предотвращение возможных осложнений, вызываемых образованием в уплотнительном устройстве ледово-гидратных пробок, оперативный контроль герметичности лубрикатора после смены скважинного прибора, контроль за расходом технологических жидкостей в процессе проведения работ.A known lubricator installation with intelligent actuators, consisting of a downhole lubricator installed on the well's Christmas tree and containing hydraulically controlled units, a hydraulic system located at a distance from the downhole lubricator, which includes a sealing lubricant supply line and a working fluid supply line, controlled by a computer intelligent actuators: proportional regulators and control valves, and an information and control complex consisting of a remote computer with specialized software that receives and processes information from control pressure sensors, pressure sensors installed in the supply lines of sealing lubricant and working fluid and information transmission devices from control sensors to the computer and from the computer to the actuators of the hydraulic system [RU 2598666 C1, IPC E21B 33/00, 47/00, publ. 2015]. The information and control complex additionally includes a pressure recording control sensor installed in the inhibitor supply line, control sensors installed on the well lubricator for the position of preventer rams, pressure recording in the receiving chamber of the lubricator, the position of the alarm device trap, well fluid temperature and gas leak registration, as well as installed in the hydraulic system tanks there are control sensors for the level of sealing lubricant, the level of working fluid and the level of hydrate formation inhibitor. The installation ensures a reduction in the risk of emergency situations in the wells under study, control of leaks of well fluid into the atmosphere, prevention of possible complications caused by the formation of ice-hydrate plugs in the sealing device, operational control of the tightness of the lubricator after changing the downhole tool, control of the consumption of process fluids during the work process .
Причиной, на разрешение которой направлено заявляемое техническое решение, является отсутствие возможности осуществления дистанционного контроля за изменением технологических параметров грузоподъемного агрегата и каротажного подъемника при проведении ГИРС, что не позволяет с достаточной степенью достоверности прогнозировать возникновение нештатной или аварийной ситуации и оперативно принимать меры к предупреждению и устранению этих ситуаций.The reason to which the claimed technical solution is aimed is the lack of possibility of remote monitoring of changes in the technological parameters of the lifting unit and logging hoist during geological surveying, which does not allow predicting with a sufficient degree of certainty the occurrence of an abnormal or emergency situation and promptly taking preventive and corrective measures. these situations.
Известно геофизическое оборудование для герметизации устья эксплуатационных скважин при проведении геофизических исследований, содержащее секционную камеру, уплотнительное устройство, кабельный превентор, сигнализирующее устройство и грузозахватное приспособление для монтажа-демонтажа лубрикатора на фонтанную арматуру с помощью геофизической вышки [RU 37148 U1, МПК Е21В 47/00, опубл. 2004]. Скважинный лубрикатор снабжен гидравлическим датчиком натяжения, предназначенным для контроля за усилием натяжения ГПЭ по манометру-индикатору в процессе спуско-подъемных операций.There is known geophysical equipment for sealing the mouth of production wells during geophysical research, containing a sectional chamber, a sealing device, a cable preventer, a signaling device and a load-handling device for mounting and dismantling a lubricator on a Christmas tree using a geophysical tower [RU 37148 U1, IPC E21B 47/00 , publ. 2004]. The downhole lubricator is equipped with a hydraulic tension sensor designed to monitor the tension force of the GPE using an indicator pressure gauge during tripping operations.
К недостатку известного решения можно отнести отсутствие дистанционного контроля за натяжением ГПЭ.A disadvantage of the known solution is the lack of remote control over the tension of the GPE.
Известен самоходный каротажный подъемник, содержащий транспортное средство, в качестве которого используют автомобильное шасси, на платформе транспортного средства размещены лабораторно-бытовой отсек - кабина машиниста и лебедочный отсек спуско-подъемного агрегата каротажа и свабирования [RU 75424 U1, МПК Е21В 47/00, опубл. 2008]. В лабораторно-бытовом отсеке - кабине машиниста размещены системы управления и контроля спуско-подъемными операциями, системы жизнеобеспечения персонала подъемника и комплекс геофизической регистрирующей аппаратуры. Подъемник также оснащен кабелеукладчиком с гидромеханическим приводом, системой управления и контроля с устройством измерения скорости спуска, натяжения каната и глубины спуска (на чертеже не показаны), при этом основные органы управления и индикации размещены на пульте управления в кабине машиниста.A self-propelled logging lift is known, containing a vehicle, which is used as a car chassis, on the platform of the vehicle there is a laboratory and living compartment - the operator's cabin and the winch compartment of the hoisting unit for logging and swabbing [RU 75424 U1, IPC E21B 47/00, publ . 2008]. The laboratory and utility compartment - the driver's cabin - houses control and monitoring systems for hoisting and hoisting operations, life support systems for lift personnel and a complex of geophysical recording equipment. The lift is also equipped with a cable layer with a hydromechanical drive, a control and monitoring system with a device for measuring the speed of descent, rope tension and depth of descent (not shown in the drawing), while the main controls and indications are located on the control panel in the driver's cabin.
К недостаткам известного каротажного подъемника можно отнести отсутствие информации о скорости спуско-подъемных операций, натяжении геофизического ГПЭ и месте нахождения скважинного прибора у оператора, управляющего работой скважинного лубрикатора.The disadvantages of the known logging lift include the lack of information about the speed of tripping operations, the tension of the geophysical GPE and the location of the downhole tool from the operator who controls the operation of the downhole lubricator.
Техническая проблема, на решение которой направлено изобретение, является разработка системы дистанционного контроля безопасности при проведении геофизических исследований и работ в скважинах с избыточным давлением на устье, снижающей риски возникновения нештатных и аварийных ситуаций, предотвращающей или минимизирующей количество нештатных ситуаций и аварий при проведении ГИРС.The technical problem to be solved by the invention is the development of a system for remote safety monitoring during geophysical research and work in wells with excess pressure at the wellhead, reducing the risks of emergency situations and preventing or minimizing the number of emergency situations and accidents during geological surveys.
При решении поставленной проблемы достигается технический результат, заключающий в повышении безопасности процесса ГИРС, надежности работы геофизического оборудования, используемого при проведении ГИРС за счет обеспечения контроля и объективной оценки технического состояния его основных функциональных узлов режиме реального времени.When solving the problem posed, a technical result is achieved, which consists in increasing the safety of the geophysical survey process, the reliability of the geophysical equipment used during geophysical survey by ensuring control and objective assessment of the technical condition of its main functional units in real time.
Указанный технический результат достигается тем, что система дистанционного контроля безопасности при проведении геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах содержит реализующие функции контроля беспроводные контрольные датчики, установленные на геофизическом оборудовании, используемом при проведении ГИРС: лубрикаторной установке, грузоподъемном агрегате и каротажном подъемнике, и диспетчерский пульт оператора лубрикаторной установки. Диспетчерский пульт оператора лубрикаторной установки выполнен с возможностью осуществления регистрации технологических параметров работы оборудования в режиме реального времени, обработки и визуализации полученной информации, в необходимых случаях, оповещения персонала геофизической партии об угрозах безопасности работ из-за несоответствия технологических параметров оборудования допустимым значениям. Контрольные датчики конструктивно представляют собой обособленные устройства, содержащие один или несколько первичных измерительных преобразователей, реагирующих на изменение технологических параметров оборудования и осуществляющих передачу информации о текущем состоянии технологических параметров оборудования с помощью радиомодема в диспетчерский пульт для последующей оценки, обработки и хранения.The specified technical result is achieved by the fact that the remote safety monitoring system during geophysical research and work in existing gas wells contains wireless control sensors that implement control functions and are installed on geophysical equipment used in carrying out geophysical surveys: a lubricator unit, a lifting unit and a logging hoist, and a control room lubricator unit operator console. The control panel of the operator of the lubricator unit is designed with the ability to register technological parameters of equipment operation in real time, process and visualize the received information, and, if necessary, alert the geophysical team personnel about threats to the safety of work due to non-compliance of the technological parameters of the equipment with permissible values. Control sensors are structurally isolated devices containing one or more primary measuring transducers that respond to changes in the technological parameters of the equipment and transmit information about the current state of the technological parameters of the equipment using a radio modem to the control panel for subsequent evaluation, processing and storage.
Предотвращение или минимизация количества аварий при проведении ГИРС в скважинах с избыточным давлением на устье обеспечивается за счет того, что система дистанционного контроля безопасности выполнена с возможностью реализации функции контроля геофизического оборудования: лубрикаторной установки, грузоподъемного агрегата и каротажного подъемника, регистрации технологических параметров их работы, визуализации, обработки информации, передачи зарегистрированных параметров и результатов обработки в диспетчерский пульт.Prevention or minimization of the number of accidents when carrying out logging in wells with excess pressure at the wellhead is ensured due to the fact that the remote safety monitoring system is designed to implement the function of monitoring geophysical equipment: lubricator unit, lifting unit and logging hoist, recording technological parameters of their operation, visualization , information processing, transfer of registered parameters and processing results to the control panel.
Техническое решение поясняется иллюстративными материалами, где на фиг. 1 схематично показана расстановка на производственной площадке оборудования, использующегося при проведении ГИРС, на фиг. 2 показан скважинный лубрикатор, на фиг. 3 схематично показан исполнительный механизм станции управления скважинным лубрикатором, на фиг. 4 - грузоподъемный агрегат, на фиг. 5 - каротажный подъемник, на фиг. 6 - диспетчерский пульт.The technical solution is illustrated with illustrative materials, where in FIG. 1 schematically shows the arrangement on the production site of the equipment used in carrying out GIRS; FIG. 2 shows a downhole lubricator; FIG. 3 schematically shows the actuator of the downhole lubricator control station; FIG. 4 - lifting unit, in Fig. 5 - logging lift, in Fig. 6 - dispatcher console.
Геофизическое оборудование, используемое при проведении ГИРС, оборудуют соответствующими контрольными датчиками. При проведении ГИРС осуществляется контроль соответствия величин, фиксируемых в процессе ГИРС параметров, измеряемых датчиками допустимым значениям.Geophysical equipment used in carrying out geophysical surveys is equipped with appropriate control sensors. When carrying out GIRS, the compliance of the values recorded in the process of GIRS parameters measured by sensors with permissible values is monitored.
Геофизическое оборудование, используемое при проведении ГИРС, (фиг. 1) содержит: грузоподъемный агрегат (геофизическая вышка) 1, скважинный лубрикатор 2 лубрикаторной установки, станцию управления 3 скважинным лубрикатором 2 с исполнительными механизмами, каротажный подъемник 4. На каждом геофизическом оборудовании установлен комплекс контрольных датчиков: 5 - на грузоподъемном агрегате, 6 - на скважинном лубрикаторе, 7 - на станции управления скважинным лубрикатором, 8 - на каротажном подъемнике. Комплексы контрольных датчиков собирают информацию о технологических параметрах работы геофизического оборудования и передают ее в диспетчерский пульт 9 оператора лубрикаторной установки.The geophysical equipment used in carrying out geophysical surveys (Fig. 1) contains: a lifting unit (geophysical tower) 1, a
Непосредственно герметизацию устья скважины при проведении геофизических исследований в скважинах с избыточным давлением на устье обеспечивает скважинный лубрикатор лубрикаторной установки (фиг. 2). Конструктивно лубрикаторная установка состоит из двух основных блоков: скважинного лубрикатора 2, монтируемого на устье исследуемой скважины и станции управления 3 скважинным лубрикатором 2, содержащей три исполнительных механизма, расположенных на производственной площадке возле устья скважины и управляющих функциональными узлами скважинного лубрикатора 2.Directly sealing the wellhead during geophysical surveys in wells with excess pressure at the wellhead is provided by the downhole lubricator of the lubricator unit (Fig. 2). Structurally, the lubricator installation consists of two main blocks: a
Соответственно, контрольные датчики устанавливают, как непосредственно в функциональных узлах скважинного лубрикатора 2, так и в наземных исполнительных механизмах станции управления 3 скважинным лубрикатором.Accordingly, control sensors are installed both directly in the functional units of the
Скважинный лубрикатор имеет следующую конструкцию (фиг. 2). Непосредственно на фонтанной арматуре скважины монтируют переходный фланец 10, на котором устанавливают гидравлически управляемые функциональные узлы безопасности: блок плашечных превенторов 11 и сигнализирующее устройство с ловушкой 12. Над сигнализирующим устройством устанавливают приемную камеру 13, предназначенную для размещения скважинных приборов и утяжеляющих грузов. Над приемной камерой 13 расположено уплотнительное устройство 14 со штуцером подачи уплотнительной смазки 15 и инжектором подачи ингибитора гидратообразования 16.The downhole lubricator has the following design (Fig. 2). An
Управляемые функциональные узлы скважинного лубрикатора: блок скважинных превенторов 11, сигнализирующее устройство 12 и уплотнительное устройство 14 связаны рукавами высокого давления (на фиг. 2 не показаны) с исполнительными механизмами 7 станции управления 3 скважинным лубрикатором 2, расположенными на производственной площадке (фиг. 1).The controlled functional units of the well lubricator: the block of
Непосредственно на скважинном лубрикаторе (фиг. 2) смонтированы следующие беспроводные контрольные датчики: датчик регистрации устьевого давления скважинного 17, установленный в переходном фланце 10, датчики положения плашек превенторов 18, установленные в корпусах превенторов блока превенторов 11, датчик регистрации давления скважинного флюида 19 в приемной камере 13 лубрикатора 2, установленный в нижней части корпуса сигнализирующего устройства 12, датчик положения ловушки 20 сигнализирующего устройства 12, установленный в верхней части корпуса сигнализирующего устройства 12, датчик температуры скважинного флюида 21, установленный в нижней части уплотнительного устройства 14, и датчик регистрации утечек скважинного флюида 22, установленный в верхней части уплотнительного устройства 14.The following wireless control sensors are mounted directly on the well lubricator (Fig. 2): wellhead
Датчик регистрации устьевого давления скважинного флюида 17 обеспечивает контроль за соответствием внутрискважинного давления техническим характеристикам, заложенным в конструкцию скважинного лубрикатора 2 и станции управления 3 скважинным лубрикатором, а также за динамикой изменения внутрискважинного давления в процессе проведения ГИРС.The sensor for recording the wellhead pressure of the
Датчики регистрации положения плашек превенторов 18 обеспечивают контроль за положением плашек в работах по предотвращению и устранению нештатной и аварийной ситуации, а также при монтаже - демонтаже скважинного лубрикатора 2 на фонтанную арматуру.Sensors for recording the position of
Датчик регистрации положения ловушки 20 сигнализирующего устройства 12, обеспечивает контроль за прохождением скважинного прибора через приемную камеру лубрикатора 2 при спуско-подъемных операциях.The sensor for recording the position of the
Датчик регистрации давления скважинного флюида 19 обеспечивает контроль за герметичностью приемной камеры 13 при проведении ГИРС и при монтаже - демонтаже скважинного лубрикатора 2.The well fluid
Датчик регистрации температуры скважинного флюида 21 осуществляет контроль за процессами гидратообразования и удаления уже образовавшихся в лубрикаторе 2 газогидратов.The well fluid
Датчик регистрации утечек скважинного флюида 22, установленный в верхней части уплотнительного устройства 14 в месте выхода из устройства гибкого подвижного элемента, обеспечивает контроль за качеством герметизации гибкого подвижного элемента при проведении ГИРС.A well fluid
В составе станции управления 3 скважинным лубрикатором 2 имеются три основных исполнительных механизма, обеспечивающих, соответственно, гидростатическое уплотнение уплотнительного устройства 14 путем подачи в уплотнительное устройство 14 уплотнительной смазки, предотвращение образования и устранение уже образовавшихся газогидратных пробок путем подачи в инжектор 16 уплотнительного устройства ингибитора и управление работой функциональных узлов скважинного лубрикатора 2: блоком превенторов 11, сигнализирующим устройством 12 путем подачи в функциональные узлы гидравлической жидкости.As part of the
Конструктивно все исполнительные механизмы станции управления 3 скважинным лубрикатором построены однотипно (фиг. 3) и содержат следующие функциональные узлы: гидробак 23 с установленными в нем датчиками давления 28 и уровня 29, опущенный в гидробак 23 насосный агрегат 24 с электроприводом 25, блок управления 26 насосным агрегатом 24, рукава высокого давления для подачи и отвода жидкости (не показаны на фиг. 3), подсоединяемые к штуцеру 27.Structurally, all the actuators of the well
Исходную информацию для управления подачей смазки обеспечивают датчики, установленные в исполнительном механизме подачи уплотнительной смазки станции управления 3 скважинным лубрикатором 2: датчики давления 28 и уровня 29 смазки, установленные в гидробаке 23 с уплотнительной смазкой, а также датчики, установленные на скважинном лубрикаторе (фиг. 2): датчик регистрации утечек скважинного флюида 22 и датчик регистрации устьевого давления 17.The initial information for controlling the supply of lubricant is provided by sensors installed in the actuator for supplying sealing lubricant to the
Исходную информацию для управления подачей ингибитора обеспечивают датчики, установленные в исполнительном механизме подачи ингибитора станции управления 3 скважинным лубрикатором 2: датчики давления 28 и уровня 29 ингибитора, установленные в гидробаке 23 с ингибитором, а также датчик регистрации температуры скважинного флюида 21, установленный на скважинном лубрикаторе 2 (фиг. 2) и датчик натяжения гибкого подвижного элемента (ГПЭ) 44, установленный в каротажном подъемнике (фиг. 5).The initial information for controlling the inhibitor supply is provided by sensors installed in the inhibitor supply actuator of the
Исходную информацию для исполнительного механизма, осуществляющего управление работой функциональных узлов безопасности скважинного лубрикатора 2 обеспечивают датчики, установленные в исполнительном механизме управления станции управления 3 скважинным лубрикатором 2: датчики давления 28 и уровня 29 гидравлической жидкости, установленные в гидробаке 23 с гидравлической жидкостью, а также датчики, установленные на скважинном лубрикаторе 2 (фиг. 2): датчик регистрации устьевого давления скважинного флюида 17, датчик регистрации давления скважинного флюида 19 в приемной камере 13, датчики регистрации положения плашек превенторов 18, датчик регистрации положения ловушки 20 сигнализирующего устройства 12 и датчик регистрации глубины спуска скважинного прибора, установленный в каротажном подъемнике (фиг. 5).The initial information for the actuator that controls the operation of the functional safety units of the
Допустимые значения технологических параметров скважинного лубрикатора 2 и станции управления 3 скважинным лубрикатором 2 лубрикаторной установки определяются ее конструктивным исполнением, указанным в паспорте установки, и уточняются сведениями, содержащимися в акте о готовности скважины к проведению ГИРС. В первую очередь, в паспорте указывается значение устьевого давления, на которое рассчитана лубрикаторная установка при изготовлении. От его величины зависят допустимые значения других параметров. К примеру, для наиболее часто применяемых на газовых месторождениях лубрикаторных установок, рассчитанных на устьевое давление 35 МПа, допустимое давление подачи уплотняющей смазки, ингибитора и гидравлической жидкости составляет 40 МПа, а минимальный объем гидробака жидкостей 23 устанавливается 50 литров.The permissible values of the technological parameters of the
В лубрикаторных установках, входящих в систему дистанционного контроля, могут быть применены следующие датчики.The following sensors can be used in lubricator installations included in the remote control system.
В качестве датчиков положения 18 и 20 (фиг. 2), установленных в блоке превенторов 11 и сигнализирующем устройстве 12, могут быть применены датчики конечных положений, например, герконовые ДКПГ.As
В качестве датчиков давления 17 и 19, устанавливаемых соответственно в переходном фланце 10 и приемной камере 13, а также для регистрации утечек скважинного флюида 22 (фиг. 2) могут использоваться датчики давления, например, типа СЕНС-СДВ-D-RS485.Pressure sensors, for example, the SENS-SDV-D-RS485 type, can be used as
В качестве датчика температуры скважинного флюида 21, используемого в скважинном лубрикаторе 2 (фиг. 2), могут быть применены, например, термометры сопротивления платиновые типа ТП-9201-10.As a temperature sensor for the
Все датчики, установленные в скважинном лубрикаторе 2, имеют взрывозащитное исполнение.All sensors installed in
В качестве датчика давления 28 в исполнительных механизмах станции управления 3 скважинным лубрикатором 2 (фиг. 3) могут использоваться, например, датчики давления «Курант ДИ».As a
В качестве датчиков уровня 29 в исполнительных механизмах станции управления 3 скважинным лубрикатором 2 (фиг. 3) могут использоваться, например, магнитные поплавковые индикаторы уровня типа ПДУ-2.1-350.As
Грузоподъемный агрегат предназначен для монтажа и демонтажа скважинного лубрикатора на фонтанной арматуре скважины и удержания скважинного лубрикатора при производстве спуско-подъемных операций со скважинным прибором и гибким подвижным элементом (ГПЭ).The lifting unit is designed for mounting and dismantling the downhole lubricator on the well's Christmas tree and holding the downhole lubricator during tripping and hoisting operations with downhole equipment and a flexible moving element (GPE).
В качестве грузоподъемного агрегата 1 наиболее часто используют вышку геофизическую (фиг. 4). Вышка геофизическая состоит из несущих сварных металлоконструкций, а также механических и гидравлических агрегатов, которые конструктивно объединены в следующие составные части: шасси автомобиля 30 с установленной на нем сварной платформой 31, мачта грузонесущая 32 с гуськом 33, гидробак 34 с рабочей жидкостью, крюко-блок 35, грузовая лебедка 36 с приводом от гидромотора.A geophysical tower is most often used as a lifting unit 1 (Fig. 4). The geophysical tower consists of load-bearing welded metal structures, as well as mechanical and hydraulic units, which are structurally combined into the following components:
Дистанционный контроль за работой вышки геофизической осуществляют с помощью контрольных датчиков, установленных на ее составных частях. Ниже указаны назначения и места расположения датчиков, а также допустимые значения технологических параметров для наиболее часто применяемой в качестве грузоподъемного агрегата вышки геофизической ВГ-2.Remote monitoring of the operation of a geophysical tower is carried out using control sensors installed on its components. Below are the purposes and locations of the sensors, as well as the permissible values of technological parameters for the VG-2 geophysical tower, which is most often used as a lifting unit.
Датчик тягового усилия на крюковой подвеске устанавливают на грузовой лебедке 36. Он обеспечивает безаварийную эксплуатацию подвешенного на крюковой подвеске скважинного лубрикатора, если тяговое усилие не превышает 500 кг. В качестве датчика тягового усилия может быть применен ограничитель грузоподъемности серии ОПГ-М.The traction force sensor on the hook suspension is installed on the
Датчик контроля защиты гидропривода от перегрузки, устанавливают на выходе гидробака 34 с рабочей жидкостью. Номинальное давление рабочей жидкости в гидросистеме не должно превышать 16 МПа. В качестве датчика контроля защиты гидропривода может быть применен датчик давления «Курант ДИ».The sensor for monitoring the protection of the hydraulic drive from overload is installed at the outlet of the
Датчик контроля ветровой нагрузки 39 мачты 32 при проведении спуско-подъемных операций устанавливают в верхней части гуська 33. Для безопасной эксплуатации вышки предельная ветровая нагрузка не должна превышать 20 м/с. В качестве датчика контроля ветровой нагрузки может быть применен индикатор скорости ветра АСЦ-20.The wind
Датчик контроля ограничения высоты подъема 37 крюко-блока 35 устанавливают на оголовке гуська 33. Датчик 37 контролирует расстояние между крюковой подвеской и оголовком гуська 33, которое не должно быть меньше 200 мм. При этом наибольшая высота мачты от земли до крюковой подвески не должна превышать 18 м. В качестве датчика контроля ограничения высоты подъема крюко-блока может быть применен концевой переключатель типа ВП15-21 Б23,The lifting height
Датчик контроля угла наклона мачты 38 устанавливают на гуське 33 К. При этом предельно допустимый угол наклона мачты не должен превышать 3 градуса. В качестве датчика контроля угла наклона мачты может быть применен индикатор наклона Б-232 (креномер).The mast tilt
При выходе показаний контрольных датчиков за пределы допустимых значений работы немедленно останавливают.If the readings of the control sensors go beyond the permissible values, the work is stopped immediately.
Каротажный подъемник предназначен для проведения спуско-подъемных операций при геофизических исследованиях и работах в скважинах с использованием грузонесущего геофизического бронированного кабеля или скребковой проволоки.The logging hoist is designed to carry out lowering and hoisting operations during geophysical research and work in wells using a load-carrying geophysical armored cable or scraper wire.
Каротажный подъемник, как правило, установленный на шасси автомобиля высокой проходимости, включает в себя в качестве основных составных частей, помимо шасси 40, кузов 41, лебедку 42 и кабелеукладчик 43 (фиг. 5).A logging lift, usually mounted on the chassis of an all-terrain vehicle, includes as main components, in addition to the
Для дистанционного контроля при проведении ГИРС используют датчики скорости движения скважинного прибора, глубины его спуска и натяжения ГПЭ установленные в каротажном подъемнике 4 и осуществляющие передачу в контроллер диспетчерского пульта 9 текущих значений натяжения кабеля, скорости и глубины спуска скважинного прибора с целью предотвращения нештатных и аварийных ситуаций.For remote monitoring when carrying out logging, sensors are used for the speed of movement of the downhole tool, the depth of its descent and the tension of the GPE installed in the logging lift 4 and transmitting to the controller of the
Информацию от датчиков используют для того, чтобы скорости спуска и подъема скважинного прибора на различных глубинах ствола скважины, а также натяжение геофизического кабеля не превышали допустимых значений и не входили в опасную зону.Information from the sensors is used to ensure that the speed of descent and ascent of the downhole tool at various depths of the wellbore, as well as the tension of the geophysical cable, do not exceed permissible values and do not enter the danger zone.
Спуско-подъемные операции с применением ГПЭ относятся к работам с высокой потенциальной аварийностью. Допустимые значения измеряемых параметров прописаны в руководящих документах, например, РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» и других. Кроме того, при определении допустимых значений в каждом конкретном случае учитывают характеристики применяемого ГПЭ, записанные в его паспорте, такие как значения разрывного усилия, степень износа, а также используемые при проведении ГИРС компоновки внутрискважинного оборудования и технологии ГИРС.Lifting and hoisting operations using GPE are classified as work with a high potential accident rate. Acceptable values of the measured parameters are specified in governing documents, for example, RD 153-39.0-072-01 “Technical instructions for conducting geophysical research and work with cable instruments in oil and gas wells” and others. In addition, when determining the permissible values in each specific case, the characteristics of the used GPE, recorded in its passport, are taken into account, such as the values of the breaking force, the degree of wear, as well as the layout of downhole equipment and the well drilling technology used during logging.
Конструктивно контрольные датчики: датчик натяжения гибкого подвижного элемента (ГПЭ), датчик глубины спуска скважинного прибора, датчик скорости движения скважинного прибора устанавливают в лебедочном отделении кузова 41 каротажного подъемника, и они могут быть объединены в один блок 44 с датчиками, которые крепят на кабелеукладчике 43. В качестве такого блока датчиков может использоваться, к примеру, комплекс по контролю параметров каротажа «КОНПАК».Structurally, control sensors: a tension sensor of a flexible movable element (GPE), a downhole tool lowering depth sensor, a downhole tool speed sensor are installed in the winch compartment of the
Диспетчерский пульт 9 является центральным звеном системы дистанционного контроля безопасности, в нем собирается и обрабатывается информация от всех комплексов контрольных датчиков, установленных на геофизическом оборудовании. В зависимости от решаемых геолого-геофизических задач и скважинных условий диспетчерский пульт может быть установлен в лаборатории каротажной станции, каротажном подъемнике или в другом месте, находящимся на безопасном расстоянии от устья исследуемой скважины.
Диспетчерский пульт 9 системы дистанционного контроля безопасности представляет собой программируемый логический контроллер 48 с сенсорной панелью 49, блоком оповещения 50 и программным обеспечением, выполненный с возможностью осуществления сбора и обработки информации от комплексов контрольных датчиков 5, 6, 7, 8, установленных на геофизическом оборудовании, применяемом на при проведении ГИРС: грузоподъемном агрегате 1, скважинном лубрикаторе 2, станции управления 3 скважинным лубрикатором, каротажным подъемником 4 (фиг. 1). Контрольные датчики собирают информацию о технологических параметрах работы оборудования и передают ее в диспетчерский пульт 9, который осуществляет визуализацию и регистрацию технологических параметров работы оборудования в режиме реального времени, а также организацию программного управления исполнительными механизмами станции управления 3 скважинным лубрикатором, прогнозирование и фиксацию информации об аварийных и нештатных ситуациях в работе оборудования в режиме реального времени и, в необходимых случаях, оповещение персонала геофизической партии о возможности возникновения аварийных и нештатных ситуаций.The
Сопряжение первичных преобразователей (датчиков) с контроллером диспетчерского пульта 9 осуществляют по радиоканалу в сеть, построенную на интерфейсе RS-485 с использованием протокола MODBUS RTU.The primary transducers (sensors) are interfaced with the
Программное обеспечение диспетчерского пульта 9 имеет интуитивно понятный интерфейс, разработанный для сенсорной панели 49 контроллера, что позволяет упростить работу оператора с одновременным повышением контроля за проведением ГИРС, сконцентрировав органы управления и индикации в одном месте. Программное обеспечение, например, в виде встроенных программных модулей и алгоритмов, обеспечивает функционирование системы дистанционного контроля безопасности и выполнение следующих задач: выбор одного из двух режимов работы: автоматический и диалоговый; индикацию текущего состояния технологических параметров оборудования и служебной информации; управление исполнительными механизмами скважинного лубрикатора; регистрацию технологических параметров оборудования и служебной информации с записью в память контроллера или на сменный носитель.The software of the dispatching
В диспетчерском пульте могут использоваться программируемый логический контроллер ОВЕН ПЛК323, сенсорная панель СП310-Б и оповещатели светозвуковые БСТ-КРОМ.The dispatch console can use the programmable logic controller OWEN PLC323, the SP310-B touch panel and the BST-KROM light and sound annunciators.
Система дистанционного контроля безопасности при проведении геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах работает следующим образом.The remote safety monitoring system during geophysical research and work in existing gas wells operates as follows.
При проведении ГИРС требуемую визуализацию контролируемых технологических параметров устанавливает оператор лубрикаторной установки в зависимости от решаемых задач.When carrying out GIRS, the required visualization of the controlled technological parameters is established by the operator of the lubricator unit, depending on the tasks being solved.
Визуально в режиме реального времени на экране диспетчерского пульта 9 отображаются следующие параметры геофизического оборудования:Visually, in real time, the following parameters of geophysical equipment are displayed on the screen of dispatcher console 9:
скважинного лубрикатора: устьевое давление скважинного флюида; давление скважинного флюида в приемной камере скважинного лубрикатора; положение плашек превенторов, положение вилки сигнализирующего устройства, температура скважинного флюида в инжекторе уплотнительного устройства, величина утечки (расхода) скважинного флюида из уплотнительного устройства через место входа кабеля в лубрикатор;well lubricator: wellhead fluid pressure; well fluid pressure in the receiving chamber of the well lubricator; the position of the preventer rams, the position of the signaling device fork, the temperature of the well fluid in the injector of the sealing device, the amount of leakage (flow) of the well fluid from the sealing device through the cable entry point into the lubricator;
исполнительных механизмов лубрикаторной установки: давление подачи уплотнительной смазки; уровень жидкости в емкости с уплотнительной смазкой; давление подачи ингибитора; уровень жидкости в емкости с ингибитором; давление управления функциональными узлами скважинного лубрикатора; уровень жидкости в емкости с гидравлической жидкостью;lubricator unit actuators: sealing lubricant supply pressure; liquid level in the container with sealing lubricant; inhibitor supply pressure; liquid level in the container with the inhibitor; control pressure of the functional units of the well lubricator; fluid level in the hydraulic fluid container;
грузоподъемного агрегата: величина тягового усилия на крюковой подвеске, величина давления в гидроприводе, величина ветровой нагрузки мачты, значение высоты подъема крюко-блока, контроль угла наклона мачты;lifting unit: the magnitude of the traction force on the hook suspension, the magnitude of the pressure in the hydraulic drive, the magnitude of the wind load of the mast, the value of the lifting height of the hook block, control of the angle of inclination of the mast;
каротажного подъемника: натяжение геофизического кабеля, скорость движения скважинного прибора, текущая глубины спуска скважинного прибора.logging hoist: tension of the geophysical cable, speed of movement of the downhole tool, current depth of descent of the downhole tool.
На экране сенсорной панели 49 обязательно отображены значения «открыто», «закрыто» датчиков положений и технологические параметры оборудования, значения которых вошли в опасную зону. Изменяемые параметры могут отображаться в виде стрелочных приборов с указанием на шкале опасных значений.The screen of the
Система дистанционного контроля безопасности, используя описанную информацию, позволяет эффективно управлять геофизическим оборудованием при проведении ГИРС (или процессом ГИРС), тем самым обеспечивая безопасность работ.The remote safety monitoring system, using the described information, allows you to effectively control geophysical equipment during geophysical surveys (or the geophysical survey process), thereby ensuring the safety of work.
При необходимости управления исполнительными механизмами лубрикаторной установки, а также при возникновении конкретной нештатной или аварийной ситуации на экран дисплея диспетчерского пульта выводятся соответствующие панели управления исполнительными механизмами. Информация с контрольных датчиков исполнительного механизма, поступает в диспетчерский пульт и там обрабатывается. После обработки с диспетчерского пульта на блок управления исполнительного механизма подается управляющий сигнал, устанавливающий необходимый режим работы исполнительного механизма (режим закачки).If it is necessary to control the actuators of the lubricator unit, as well as in the event of a specific abnormal or emergency situation, the corresponding control panels for the actuators are displayed on the display screen of the dispatch console. Information from the control sensors of the actuator enters the control panel and is processed there. After processing, a control signal is sent from the dispatch console to the control unit of the actuator, which sets the required operating mode of the actuator (download mode).
Для повышения безопасности ГИРС большое значение имеет совместная обработка показаний комплексов контрольных датчиков, установленных на каротажном подъемнике 4, вышке геофизической 1, на скважинном лубрикаторе 2 и в исполнительных механизмах станции управления 3 скважинным лубрикатором.To improve the safety of girs, the joint processing of readings from control sensor complexes installed on the logging hoist 4, the
К примеру, если в процессе работы возрастает натяжение геофизического кабеля и при этом уменьшается температура на входе в уплотнительное устройство скважинного лубрикатора, то это может свидетельствовать о начале процесса образования газогидратов и необходимости закачки в скважину ингибитора.For example, if during operation the tension of the geophysical cable increases and at the same time the temperature at the inlet to the sealing device of the well lubricator decreases, this may indicate the beginning of the process of gas hydrate formation and the need to pump an inhibitor into the well.
Если уровень технологической жидкости в баке исполнительного механизма опускается ниже допустимого, то для обеспечения нормальной работы скважинного лубрикатора применяются меры к пополнению бака.If the level of process fluid in the actuator tank drops below the permissible level, then measures are taken to replenish the tank to ensure normal operation of the downhole lubricator.
В случае возникновения нештатной или аварийной ситуации, необходимости срочного закрытия превентора скважинного лубрикатора оператор станции управления скважинным лубрикатором должен быть уверен, что между плашками превентора не окажется скважинный прибор, то есть иметь информацию о том, на какой глубине находится скважинный прибор в данный момент времени (датчик установлен).In the event of an emergency or emergency situation, the need to urgently close the downhole lubricator preventer, the operator of the downhole lubricator control station must be sure that there will be no downhole tool between the rams of the preventer, that is, have information about the depth at which the downhole tool is located at a given time ( sensor installed).
Если показания какого-либо из контрольных датчиков, установленных на геофизической вышке, в процессе работы выходят за пределы допустимых значений, работы должны быть немедленно остановлены и приняты меры к предотвращению аварийной ситуации. При необходимости включают оповещатели персонала геофизической партии.If the readings of any of the control sensors installed on the geophysical tower during operation go beyond the permissible values, the work must be stopped immediately and measures must be taken to prevent an emergency. If necessary, turn on the sirens of the geophysical team personnel.
Таким образом, предложенная система дистанционного контроля безопасности при проведении геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах позволяет оперативно контролировать техническое состояние и его изменение используемого при проведении геофизических исследований и работ в скважине геофизического оборудования, что повышает эффективность безопасности скважинных операций.Thus, the proposed system for remote safety monitoring during geophysical research and work in existing gas wells makes it possible to quickly monitor the technical condition and its changes in the geophysical equipment used during geophysical research and work in the well, which increases the safety efficiency of well operations.
Claims (5)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2810668C1 true RU2810668C1 (en) | 2023-12-28 |
Family
ID=
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2170324C1 (en) * | 1999-11-15 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика" | Drilling rig |
RU37148U1 (en) * | 2003-09-17 | 2004-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпромгеофизика" ОАО "Газпром" | INSTALLATION LUBRICATOR GEOPHYSICAL ULG 65 X 14 |
RU69554U1 (en) * | 2007-07-27 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Мобильные Буровые Системы" | UNIT OF REPAIR-DRILLING AR32 / 40 |
RU75424U1 (en) * | 2008-04-10 | 2008-08-10 | Андрей Владимирович Колчин | SELF-SELF-LIFTING LIFT |
RU2387785C1 (en) * | 2008-09-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "КУНГУР-НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СЕРВИСЫ" | Configuration of mobile drilling unit mbu 180 |
RU2471981C2 (en) * | 2010-04-16 | 2013-01-10 | Бауэр Машинен Гмбх | Construction machine with computing device to determine adjustment range |
RU2598666C1 (en) * | 2015-07-03 | 2016-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" | Lubricator plant with intelligent actuators |
US20190032439A1 (en) * | 2017-04-05 | 2019-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for remotely coupling wireline system to well |
US20190211664A1 (en) * | 2018-01-05 | 2019-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wireline Automation Systems and Methods |
RU2786703C1 (en) * | 2022-09-15 | 2022-12-23 | Олег Михайлович Давыдов | Method for carrying out downhole operations and research using an autonomous mobile complex |
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2170324C1 (en) * | 1999-11-15 | 2001-07-10 | Открытое акционерное общество Инженерно-производственная фирма "Сибнефтеавтоматика" | Drilling rig |
RU37148U1 (en) * | 2003-09-17 | 2004-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпромгеофизика" ОАО "Газпром" | INSTALLATION LUBRICATOR GEOPHYSICAL ULG 65 X 14 |
RU69554U1 (en) * | 2007-07-27 | 2007-12-27 | Открытое акционерное общество "Мобильные Буровые Системы" | UNIT OF REPAIR-DRILLING AR32 / 40 |
RU75424U1 (en) * | 2008-04-10 | 2008-08-10 | Андрей Владимирович Колчин | SELF-SELF-LIFTING LIFT |
RU2387785C1 (en) * | 2008-09-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "КУНГУР-НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СЕРВИСЫ" | Configuration of mobile drilling unit mbu 180 |
RU2471981C2 (en) * | 2010-04-16 | 2013-01-10 | Бауэр Машинен Гмбх | Construction machine with computing device to determine adjustment range |
RU2598666C1 (en) * | 2015-07-03 | 2016-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром георесурс" | Lubricator plant with intelligent actuators |
US20190032439A1 (en) * | 2017-04-05 | 2019-01-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for remotely coupling wireline system to well |
US20190211664A1 (en) * | 2018-01-05 | 2019-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Wireline Automation Systems and Methods |
RU2786703C1 (en) * | 2022-09-15 | 2022-12-23 | Олег Михайлович Давыдов | Method for carrying out downhole operations and research using an autonomous mobile complex |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104879114B (en) | Drilling safety monitoring and intelligent protection system | |
US4577693A (en) | Wireline apparatus | |
US8232892B2 (en) | Method and system for operating a well service rig | |
CN104463425A (en) | Petrochemical engineering wharf handling process safety early-warning system based on LabVIEW | |
CN105806311A (en) | Optical fiber slope dam displacement settlement monitoring system | |
CN113404029A (en) | Construction site deep foundation pit intelligent monitoring and early warning system based on digital twin technology | |
CN113460521A (en) | Method and device for monitoring floating oil outlet device of oil tank | |
RU2810668C1 (en) | System for remote safety monitoring during wireline well services in existing gas wells | |
US20210293131A1 (en) | Drill pipe segment life monitor | |
Yu et al. | Development of a safety management system (SMS) for drilling and servicing operations within OSHA jurisdiction area of Texas | |
CN102434208B (en) | Method and system for forecasting coal and gas bursting | |
US20020156670A1 (en) | Method of managing workers at a well site | |
CN109335965A (en) | A kind of wisdom security monitoring system of hoister and working method | |
CN111119805A (en) | Automatic oil well swabbing method, device and system | |
JP4596276B2 (en) | Lubrication device | |
EP2653731A1 (en) | Hydraulic accumulators | |
CN110284886A (en) | Deep shaft wall ruptures security method | |
KR20070099815A (en) | Alarm detection method and device of tower crane | |
RU2598666C1 (en) | Lubricator plant with intelligent actuators | |
CN216410261U (en) | Information multi-element perception and early warning system for underground pipe gallery | |
CN216036491U (en) | Monitoring system for floating oil outlet device of oil tank | |
CN211974944U (en) | Automatic swabbing system of oil well | |
CN109292632B (en) | Working method of multi-machine intelligent crane | |
CN201386552Y (en) | Device for automatically controlling grouting of drilling and workover operation | |
CN109553006A (en) | A kind of wisdom crane health diagnosis system and working method |