Куст скважин месторождения углеводородного сырья

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для управления кустом скважин на углеводородных месторождениях. Куст скважин содержит, как минимум, две скважины. Каждая скважина содержит подземное эксплуатационное оборудование, содержащее клапан-отсекатель, и устьевое оборудование, имеющее колонную головку, трубную головку, на которой смонтирована фонтанная арматура, включающая запорные органы - стволовую и боковую задвижки. Куст скважин подключен к станции управления исполнительными механизмами запорных органов, выполненной конструктивно в виде шкафа. Станция управления включает силовые линии функционального управления исполнительными механизмами запорных органов. В шкафу станции дополнительно смонтированы линии управления шлейфовыми, и факельными задвижками. Шлейфовые и факельные задвижки установлены на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например, на одной общей раме. Позволяет уменьшить площадь, занимаемую оборудованием, за счет чего удается сократить время на обслуживание и монтаж оборудования, а также повысить безопасность работы куста. 11 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при разработке устройств для автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовых или газоконденсатных.

Из предшествующего уровня техники известно устройство для управления скважинными отсекателями группы скважин, содержащее пневмогидравлический блок, соединенный нагнетательными и разгрузочными линиями с гидравлическими блоками по количеству скважин, причем один блок содержит редуктор, реле, насос, бак, распределитель, предохранительный клапан, другой блок содержит два вентиля, дроссель, первый разделительный клапан и третий вентиль, а также устройство имеет второй разделительный клапан и третий вентиль (SU 1535970, Е21В 34/16, 47/10, 15.01.1990).

Также известна гидравлическая система управления подводным устьевым оборудованием, содержащая гидравлические исполнительные механизмы, связанные основной и дополнительными напорными магистралями, магистрали управления, электромагнитные распределители и обратные клапаны, а также установленными на входе распределителей запорными электромагнитными клапанами, дополнительным обратным и дополнительным распределителем, который расположен на входе запорных клапанов на основной напорной магистрали с возможностью соединения последней со сливом, причем дополнительный обратный клапан размещен параллельно гидрораспределителям и запорным клапанам и соединен своим входом с гидравлическим исполнительным механизмом, а выходом - с входом запорного клапана, при этом основная и дополнительная магистрали соединены между собой перепускным клапаном, магистраль управления которого связана с основной магистралью (SU 1752930, Е21В 33/035, 04.08.1992).

Также из уровня техники известен комплекс оборудования для управления устьевой фонтанной арматурой подводных скважин, включающий основную напорную магистраль, дополнительные напорные магистрали, соединенные с гидравлическими исполнительными механизмами через основные и дополнительные гидрораспределители, магистрали управления, гидроаккумуляторы, соединенные с основными и дополнительными напорными магистралями, реле давления и обратные клапаны, а также снабженный узлом повышения давления с камерами низкого и высокого давления, при этом магистрали соединены с камерами низкого давления и с основной напорной магистралью через дополнительный гидрораспределитель, а дополнительные напорные магистрали соединены с камерами высокого давления и с основной напорной магистралью через обратные клапаны, причем на участке дополнительной напорной магистрали между обратным клапаном и дополнительным гидроаккумулятором параллельно установлены реле давления, связанные с дополнительным гидрораспределителем (См. SU 1733625, Е21В 43/01, 15.05.1992).

К недостаткам вышеприведенных технических решений относится их относительно низкая надежность, не обеспечивающая необходимого уровня безаварийной эксплуатации газовых скважин вследствие частичного или полного отсутствия необходимого поливариантного дублирования систем, инициирующих быстрое автоматическое отключение подачи добываемого флюида, а также повышающих надежность защиты скважин и предотвращение на ранних стадиях возможных аварийных ситуаций путем управляемого дистанционного или ручного отключения скважин. Кроме того, недостаточная надежность известных устройств и систем управления скважинами обусловлена отсутствием или сложным и малофункциональным решением механизмов и систем, логически последовательного закрытия запорных органов скважины, в том числе в экстренных ситуациях. К другим недостаткам известных устройств управления скважинами относятся нерешенность или недостаточная обеспеченность бесперебойной работы скважины при отключении, в том числе на длительный срок подачи электроэнергии к механизмам и приводам скважины, или обеспечения, по меньшей мере, одноразового включения всех механизмов, необходимых для возобновления работы скважины после ее отключения.

Наиболее близким к заявленному изобретению по совокупности существенных признаков относится куст скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовых или газоконденсатных, включающий, как минимум, две скважины, при этом каждая скважина содержит эксплуатационную колонну с колонной насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием, содержащим, по меньшей мере, выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием, имеющим колонную головку, трубную головку, на которой установлена смонтированная в виде елки фонтанная арматура, включающая запорные органы - стволовую и боковую задвижки с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней дроссельный клапан для регулирования дебита скважины, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля давления в газопроводе, при этом скважина подключена к станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем, выполненной конструктивно в виде шкафа, и включающей насосно-аккумуляторную установку и, по меньшей мере, один на скважину блок управления, причем насосно-аккумуляторная установка включает насосную группу и сообщенный с ней по рабочему телу линией высокого давления силовой функциональный пневмогидроаккумулятор высокого давления, а блок управления включает запитанные от упомянутой линии высокого давления, через регуляторы давления для понижения функционального давления до необходимого, силовую линию функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, дроссельного клапана, клапана-отсекателя, выполненную с возможностью управления работой запорно-регулирующей арматурой скважины, через систему ступенчатого по времени замедления прохождения команд, на открытие и закрытие в определенной логической последовательности через линию логического управления, сообщенную с плавкой вставкой и клапаном контроля давления и оснащенную с возможностью дублирования прохождения команд на закрытие скважины гидравлическими распределительными клапанами, один из которых имеет возможность передачи в линию логического управления команды на закрытие скважины от плавкой вставки, другой - от клапана контроля давления, а, по меньшей мере, два других - соответственно от дистанционного и ручного управления, при этом упомянутая система замедления включает установленные на участках взаимодействия линии логического управления с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами стволовой задвижки и клапана-отсекателя замедлители, включающие управляющий пневмогидроаккумулятор и дроссель, обеспечивающие различное по времени срабатывание на закрытие скважины, причем силовая линия функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя снабжена мультипликатором давления (см. RU 2367788 С1, 20.09.2009).

За счет системы, известной из RU 2367788 С1, устранено большинство недостатков, характерных для других аналогичных решений, однако, такая конструкция куста скважин занимает большую площадь, что ограничивает возможности персонала при необходимости оперативного обслуживании системы управления в случае возникновения ситуаций, требующих проведения быстрых по времени ремонтных, демонтажных и монтажных операций.

Задача настоящего изобретения заключается в уменьшении площади, занимаемой технологическим оборудованием куста скважин.

За счет решения поставленной задачи достигается технический результат, заключающийся в сокращении времени на обслуживание и монтаж оборудования, а также в повышении безопасности и эффективности работы оборудования в целом.

Заявленный технический результат достигается за счет того, что предложенный куст скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовых или газоконденсатных, содержит, как минимум, две скважины, при этом каждая скважина содержит эксплуатационную колонну с колонной насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием, содержащим, по меньшей мере, выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием, имеющим колонную головку, трубную головку, на которой установлена смонтированная в виде елки фонтанная арматура, включающая запорные органы - стволовую и боковую задвижки с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней дроссельный клапан для регулирования дебита скважины, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля давления в газопроводе, при этом скважина подключена к станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем, выполненной конструктивно в виде шкафа, и включающей насосно-аккумуляторную установку и, по меньшей мере, один на скважину блок управления, причем блок управления включает силовые линии функционального управления исполнительными механизмами запорных органов, при этом, согласно изобретению, в шкафу станции дополнительно смонтированы линии управления шлейфовыми и факельными задвижками, причем шлейфовые и факельные задвижки установлены на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например, на одной общей раме, причем силовая линия функционального управления работой запорно-регулирующей арматуры выполнена с возможностью управления их работой на открытие, в следующей логической последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, на закрытие скважины - в обратном порядке.

Для управления фонтанными арматурами и подземными клапанами-отсекателями газодобывающих скважин в шкафу станции смонтирована гидравлическая система.

Для удобства монтажа и обслуживания при ремонтных работах гидравлическая система разделена на несколько частей, каждая из которых смонтирована в виде отдельного модуля и имеет разъемы для подстыковки с остальными элементами системы.

Для упрощения обслуживания станции в гидросистеме шкафа станции выполнены байпасные дренажные линии для пропускания рабочего тела при закрытии скважины обратно в бак.

Для контроля рабочих условий на скважине и закрытия скважины при их нарушении в гидравлическую систему введена линия с плавкой вставкой, при разрушении которой происходит закрытие скважины. В случае изменения расчетных режимов работы, например при возникновении пожара на скважине, вставка разрушается и автоматически подается команда на закрытие скважины.

Для контроля рабочих условий на скважине и закрытия скважины при их нарушении в гидравлическую систему введена линия с клапанами контроля низкого и высокого давления в газоконденсатопроводе.

Для исключения влияния низких температур на работоспособность станции шкаф станции выполнен теплоизолированным, при этом внутри шкафа станции установлены нагревательные элементы для обеспечения заданной температуры внутри шкафа.

Внутри шкафа станции выполнена обогреваемая зона для обслуживания и ремонта оборудования станции обслуживающим персоналом.

Для уменьшения потерь тепла при открывании станции при проведении ремонтных и регламентных работ, внутренняя полость шкафа станции разделена на несколько частей, каждая из которых имеет открывающуюся панель.

Дверь шкафа станции разделена на несколько частей, причем части двери установлены с возможностью открытия как всей двери в целом, так и отдельно каждой части. Полы в шкафу выполнены в виде ячеек.

Указанные существенные признаки в совокупности, характеризующие сущность заявляемого изобретения, не известны в настоящее время для регулирующих устройств. Аналог, характеризующийся идентичностью всем существенным признакам заявляемого изобретения, в ходе исследований не обнаружен, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «Новизна».

Существенные признаки заявляемого изобретения не могут быть представлены как комбинация, выявленная из известных решений с реализацией в виде отличительных признаков для достижения технического результата, из чего следует вывод о соответствии критерию «Изобретательский уровень».

В связи с тем, что предложенное техническое решение предназначено для использования в рамках реальной системы управления фонтанными арматурами куста скважин, изготовлено заявителем и прошло испытания с достижением заявляемого технического результата, предлагаемое изобретение соответствует критерию «Промышленная применимость».

Сущность изобретения иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 показан общий вид устройства для реализации указанного способа, на фиг.2 - пневмогидравлическая схема устройства, на фиг.3 - схема обвязки куста скважин с применением предложенного устройства, на фиг.4 - пневмогидравлическая схема устройства, на фиг.5 - схема обвязки куста скважин с применением предложенного устройства.

На раме 1 модуля установлены арматурный блок 2 и шкаф станции управления 3.

На стойках 4 расположены трубопроводы 5 и 6 подачи газа первой и второй газовых скважин соответственно и трубопровод подачи ингибитора 7. На каждом трубопроводе 5 и 6 установлены гидроуправляемые шлейфовые задвижки 8, гидроуправляемые факельные задвижки 9, расходомеры газа 10, датчики давления 11 в теплоизолированном коробе 12, клапан контроля низкого давления 13 в теплоизолированном коробе 14. Система подачи ингибитора 15 каждой скважины расположена на отдельной стойке и соединяется с трубопроводом подачи ингибитора 7, размещенным на стойках 4.

Под трубопроводами 5 и 6 на стойках 4 установлены лотки 16, 17, 18, 28, 29 для импульсных трубок 19, силовых 20 и информационных кабелей 21 и 22.

Импульсные трубки 19, представляющие собой силовые линии функционального управления, в количестве 20 штук выходят из шкафа управления 3, состоящего из станции управления и системы удаленной связи с объектом, и подсоединяются к соответствующей панели 23, расположенной на стойках рамы 1. Часть трубок в количестве 4 штук (линии управления шлейфовыми и факельными задвижками) отводится влево, на приводы гидравлически управляемых шлейфовых и факельных задвижек 8 и 9 соответственно, другая, в количестве 16 штук, отводится вправо, на приводы подземного клапана - отсекателя, стволовой задвижки, боковой задвижки (не показаны), углового дроссельного клапана, клапана контроля низкого давления, плавкой пробки, расположенных на фонтанной арматуре.

Импульсные трубки, идущие на фонтанную арматуру, подсоединяются к панели 24.

На стойках 4 рамы 1 расположены коробки 25, 26 для подключения силовых и информационных кабелей.

В выходной части трубопроводов 5 и 6, после факельной задвижки, установлено два сбросных запорных клапана 27.

Предложенный куст скважин месторождения углеводородного сырья функционирует следующим образом.

Трубопроводы 5 и 6 модуля подсоединяют к фонтанной арматуре скважины с одной стороны и газосборному коллектору - с другой.

Предварительно в пневмогидроаккумуляторах давления, объединенных с баком рабочего тела, насосами, регуляторами давления и мультипликаторами в насосно-аккумуляторную установку, создают давление жидкости, используемой в станции управления в качестве рабочего тела. Использование пневмогидроаккумуляторов давления позволит поддерживать давление рабочего тела в системе в случае отключения станции от сети питания, как минимум, до 3-х раз.

Далее жидкость под давлением поступает через импульсные трубки 19 в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры каждой скважины, причем открытие фонтанной арматуры, и арматуры, принадлежащей кусту скважин, для подачи пластового флюида из скважины в коллектор осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка 8, боковая задвижка.

Добываемый пластовый флюид поступает со скважины в трубопроводы 5 и 6 и далее в газосборный коллектор. Расход флюида измеряют при помощи расходомеров газа 10. При понижении давления флюида в трубопроводе ниже заданного срабатывает клапан контроля низкого давления 13 и подает команду на закрытие скважины.

Для исключения гидратообразования в каждый трубопровод 5 и 6 подают ингибитор коррозии из трубопровода подачи ингибитора 7, входящим в состав системы подачи ингибитора 15.

Закрытие указанной арматуры осуществляют в обратном порядке, с введением системы блокировок как электрических, так и гидравлических, для обеспечения указанной последовательности, причем данный алгоритм открытия/закрытия скважины задают заранее, например, при помощи программного обеспечения.

Размещение факельных задвижек 9 системы технологических и аварийных сбросов, например, на горизонтальные горелочные устройства, шлейфовых задвижек 8 системы сброса добываемого пластового флюида в коллектор, на трубопроводах 5 и 6 в непосредственной близости от шкафа управления 3, например, на одной общей раме 1 со шкафом управления 3, позволяет значительно сократить время на монтаж, настройку и испытания оборудования, существенно уменьшить площадь, необходимую для установки оборудования для обслуживания скважины. В этом случае все оборудование, в частности факельные 9 и шлейфовые задвижки 8, расходомеры 10, системы подачи ингибитора 15, шкаф управления 3, монтируется на одной общей раме 1, проверяется и испытывается в заводских условиях и в полной заводской готовности поставляется на место эксплуатации.

Подачу рабочей жидкости в исполнительные механизмы факельной задвижки 9 и углового дроссельного клапана осуществляют по мере необходимости, например, при сбросе расхода пластового флюида на факельную установку, или регулировании дебита скважины соответственно.

Автоматическая защита скважины при падении давления газа в трубопроводе и при пожаре осуществляется двумя схемами защиты - гидравлической, срабатывающей от клапана контроля низкого давления 13 и гидравлической плавкой вставки при отсутствии электроэнергии, и электронной, срабатывающей от дублированных датчиков давления на струне и дублированных датчиков температуры по пожару на фонтанной арматуре.

Динамику работы системы управления запорно-регулирующими арматурами определяют характеристиками дополнительных аккумуляторов давления и регулировкой дросселей, установленных на линии подачи рабочей жидкости в приводы исполнительных механизмов, и подбирают таким образом, чтобы обеспечить безаварийное закрытие скважины в заданной последовательности.

Для контроля текущего состояния шкафа управления 3 и модуля в составе блока управления предусмотрены измерительные каналы аналоговых сигналов и каналы обработки дискретных сигналов для подключения первичных преобразователей и датчиков, входящих в систему управления станции и модуля, а также каналы для формирования управляющих воздействий на исполнительные органы.

Жидкость, используемая в качестве рабочего тела, после использования в исполнительных механизмах системы, поступает в бак гидравлический рабочего тела, размещенный в шкафу управления 3.

Проведенные авторами и заявителем испытания полноразмерного устройства в составе куста скважин подтвердили правильность заложенных конструкторско-технологических решений.

Использование предложенного технического решения позволит повысить надежность работы запорно-регулирующей арматуры всей обвязки скважины и куста в целом, и снизить затраты, связанные с обвязкой и эксплуатацией месторождений углеводородного сырья, преимущественно газоконденсатного, скважин.

1. Куст скважин месторождения углеводородного сырья, преимущественно газовых или газоконденсатных, содержит как минимум две скважины, при этом каждая скважина содержит эксплуатационную колонну с колонной насосно-компрессорных труб с подземным эксплуатационным оборудованием, содержащим, по меньшей мере, выполненный с исполнительным механизмом клапан-отсекатель с дистанционным управлением, устье скважины с устьевым оборудованием, имеющим колонную головку, трубную головку, на которой установлена смонтированная в виде ёлки фонтанная арматура, включающая запорные органы - стволовую и боковую задвижки с исполнительными механизмами, а также примыкающий к последней дроссельный клапан для регулирования дебита скважины, выполненный с исполнительным механизмом, и контрольно-управляющие органы - плавкую вставку и клапан контроля давления в газопроводе, при этом скважина подключена к станции управления запорными органами, дроссельным клапаном и клапаном-отсекателем, выполненной конструктивно в виде шкафа и включающей насосно-аккумуляторную установку и, по меньшей мере, один на скважину блок управления, причем блок управления включает силовые линии функционального управления работой запорно-регулирующей арматуры, отличающийся тем, что в шкафу станции дополнительно смонтировны линии управления шлейфовыми и факельными задвижками, причём шлейфовые и факельные задвижки установлены на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например на одной общей раме, причём силовые линии функционального управления работой запорно-регулирующей арматуры выполнены с возможностью управления ее работой на открытие, в следующей логической последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, на закрытие скважины - в обратном порядке.

2. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что в шкафу управления смонтирована гидравлическая система для управления фонтанными арматурами и подземными клапанами-отсекателями газодобывающих скважин.

3. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающийся тем, что гидравлическая система разделена на несколько частей, каждая из которых смонтирована в виде отдельного модуля, и имеет разъемы для подстыковки с остальными элементами системы.

4. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающийся тем, что в гидросистеме шкафа станции выполнены байпасные дренажные линии для пропускания рабочего тела при закрытии скважины обратно в бак.

5. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающийся тем, что в гидравлическую систему введена линия с плавкой вставкой, при разрушении которой происходит закрытие скважины.

6. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.2, отличающийся тем, что в гидравлическую систему введена линия с клапанами контроля низкого и высокого давления в газоконденсатопроводе.

7. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что шкаф станции выполнен теплоизолированным.

8. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что внутри шкафа станции установлены нагревательные элементы для обеспечения заданной температуры внутри шкафа.

9. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что внутри шкафа станции выполнена обогреваемая зона для обслуживания и ремонта оборудования станции обслуживающим персоналом.

10. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что внутренняя полость шкафа станции разделена на несколько частей, каждая из которых имеет открывающуюся панель.

11. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что дверь шкафа станции разделена на несколько частей, причем части двери установлены с возможностью открытия как всей двери в целом, так и отдельно каждой части.

12. Куст скважин месторождения углеводородного сырья по п.1, отличающийся тем, что полы в шкафу выполнены в виде ячеек.