RU2367770C1 - Equipment system for gas field well controlling - Google Patents
Equipment system for gas field well controlling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2367770C1 RU2367770C1 RU2008119653/03A RU2008119653A RU2367770C1 RU 2367770 C1 RU2367770 C1 RU 2367770C1 RU 2008119653/03 A RU2008119653/03 A RU 2008119653/03A RU 2008119653 A RU2008119653 A RU 2008119653A RU 2367770 C1 RU2367770 C1 RU 2367770C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- control
- valve
- well
- line
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазовой отрасли, в частности к области разработки газовых месторождений, и может быть использовано для дистанционного, автоматического и ручного управления исполнительными механизмами запорных органов скважины газового месторождения.The invention relates to the mining industry, and in particular to the oil and gas industry, in particular to the field of gas field development, and can be used for remote, automatic and manual control of the actuators of the shutoff elements of the gas field well.
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, E21B 34/16, 47/10, 15.01.1990).A prior art device for controlling borehole cutoffs of a group of wells, comprising a pneumohydraulic unit connected by injection and discharge lines to hydraulic units by the number of wells, one unit comprising a gearbox, relay, pump, tank, distributor, safety valve, and the other unit contains two valve, throttle valve, first isolation valve and third valve, and the device also has a second isolation valve and a third valve (SU 1535970, E21B 34/16, 47/10, 01/15/1990).
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 снабженная 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, E21B 33/035, 04.08.1992).A hydraulic control system for underwater wellhead equipment is also known, containing hydraulic actuators connected by the main and additional pressure lines, control lines by electromagnetic valves and check valves, and also equipped with shut-off electromagnetic valves installed at the input of the valves, an additional check valve and an additional distributor located at the input shut-off valves on the main pressure line with the possibility of connection the latter with a drain, moreover, an additional non-return valve is placed parallel to the directional control valves and shut-off valves and is connected by its inlet to the hydraulic actuator and the output is connected to the inlet of the shut-off valve, while the main and additional lines are interconnected by a relief valve, the control line of which is connected to the main line (SU 1752930, E21B 33/035, 08/04/1992).
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, E21B 43/01, 15.05.1992).Also known from the prior art is a set of equipment for controlling wellhead gushing and reinforcement of subsea wells including a main pressure line, additional pressure lines connected to hydraulic actuators through main and additional control valves, control lines, accumulators connected to the main and additional pressure lines, pressure switches and check valves, as well as equipped with a pressure boosting unit with low and high pressure chambers, etc. and this line is connected to the low pressure chambers and to the main pressure line through an additional valve, and the additional pressure line is connected to the high pressure chambers and to the main pressure line through the check valves, and in the section of the additional pressure line between the check valve and the additional accumulator, the relays are installed in parallel pressure associated with an additional directional control valve (see SU 1733625, E21B 43/01, 05/15/1992).
К недостаткам известных 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 предотвращающих на ранних стадиях возможные аварийные ситуации 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 месторождения, или обеспечения, по меньшей мере, одноразового включения всех механизмов, необходимых для возобновления работы скважины после ее отключения.The disadvantages of the known technical solutions include their relatively low reliability, which does not provide the necessary level of trouble-free operation of gas wells due to a partial or complete absence of the necessary multivariate duplication of systems that initiate a quick automatic shutdown of the produced fluid supply, as well as increase the reliability of well protection and prevent possible emergency situations through controlled remote or manual shutdown of wells. In addition, the lack of reliability of the known devices and systems for well management is due to the absence or complex and poorly functional solution of mechanisms and systems, the logical sequential closure of the shut-off organs of the well, including in emergency situations. Other disadvantages of the known well control devices include the unresolved or insufficient provision for uninterrupted operation of the well during shutdown, including for the long term supply of electric power to the mechanisms and drives of the well of the field, or the provision of at least one-time inclusion of all mechanisms necessary for the resumption of well operation after turning it off.
Задача настоящего изобретения заключается в повышении надежности и безаварийной эксплуатации скважины газового месторождения, снижении себестоимости добычи газа и достижении большей простоты управления технологическими процессами.The objective of the present invention is to increase the reliability and trouble-free operation of a gas field well, reduce the cost of gas production and achieve greater ease of process control.
Поставленная задача решается за счет того, что комплекс оборудования для управления, по меньшей мере, одной содержащей запорные органы скважиной газового месторождения, согласно изобретению, содержит станцию управления запорными органами скважины, а именно боковой и надкоренной задвижками, установленными на фонтанной арматуре, регулирующим дебит скважины дроссельным клапаном, подземным клапаном-отсекателем, имеющими исполнительные механизмы, а также клапан контроля низкого и высокого давления и плавкую вставку, при этом станция управления включает, по меньшей мере, один блок управления исполнительными механизмами запорных органов, насосно-аккумуляторную установку с рабочим телом, силовые линии функционального управления упомянутыми исполнительными механизмами и линию логического управления, выполненную с обеспечением возможности прохождения команд, по меньшей мере, на закрытие скважины в логической последовательности: боковая задвижка - надкоренная задвижка - подземный клапан-отсекатель, оснащенную для этого системой дублированного избирательного приведения в действие от срабатывания соответственно клапана контроля низкого и высокого давления, плавкой вставки, либо дистанционной или ручной команд на закрытие запорных органов скважины, для чего указанная линия снабжена также системой трехступенчатого по времени срабатывания с замедлением прохождения исполнительной команды, по крайней мере, на закрытие надкоренной задвижки и подземного клапана-отсекателя, включающей установленные, по крайней мере, на участках управления надкоренной задвижкой и клапаном-отсекателем линии логического управления разнонастроенные по времени замедлители прохождения команды, состоящие из сочетания последовательно установленных на указанных участках управляющих пневмогидроаккумулятора и дросселя, при этом силовая линия функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя снабжена не менее, чем одним мультипликатором давления.The problem is solved due to the fact that the set of equipment for controlling at least one well containing a shut-off element in a gas field well, according to the invention, comprises a control station for the shut-off elements of the well, namely, lateral and root valves installed on fountain valves that control the flow rate of the well a throttle valve, an underground shut-off valve having actuators, as well as a low and high pressure control valve and fusible insert, while the control station The phenomena include at least one control unit for actuators of shut-off bodies, a pump-accumulator unit with a working fluid, power lines for functional control of the said actuators, and a logical control line made with the possibility of passing commands for at least closing the well in logical sequence: lateral gate valve - over-the-gate gate valve - underground shutoff valve equipped for this with a duplicate selective reduction system due to the actuation of the control valve for low and high pressure, fusible insert, or remote or manual commands to close the shutoff of the well, for which the specified line is also equipped with a three-stage response time system with a slowdown in the passage of the executive command, at least for closing the root a gate valve and an underground shutoff valve, including those installed at least in the control sections of the radicular gate valve and the shutoff valve of the logic control line various time-delayed command retarders, consisting of a combination of control pneumatic accumulator and throttle sequentially installed in the indicated sections, while the power line for functional control of the actuating mechanism of the shut-off valve is equipped with at least one pressure multiplier.
При этом мультипликатор давления для первой и второй климатических зон может быть выполнен с дублированием, причем насосно-аккумуляторная установка содержит бак с рабочим телом, преимущественно, в виде жидкости и силовой функциональный пневмогидроаккумулятор выполненный преимущественно модульно-секционным.In this case, the pressure multiplier for the first and second climatic zones can be performed with duplication, moreover, the pump-accumulator installation contains a tank with a working fluid, mainly in the form of a liquid, and a power functional pneumohydroaccumulator made mainly in modular section.
Комплекс оборудования может содержать центральный пульт управления, размещенный на расстоянии от станции управления и сообщенный с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем или радиоканалом, причем станция управления запорными органами скважины конструктивно выполнена в виде, по меньшей мере, одного шкафа, в котором смонтированы упомянутая насосно-аккумуляторная установка и, по меньшей мере, один упомянутый блок управления, кроме того, станция снабжена обвязкой в виде упомянутых линий управления, сообщенных по рабочему телу с исполнительными механизмами запорных органов скважины.The equipment complex may include a central control panel located at a distance from the control station and communicated with it by a communication line, for example, a fiber optic cable or a radio channel, wherein the well shutoff control station is structurally made in the form of at least one cabinet in which said pumping station is mounted -accumulator installation and at least one said control unit, in addition, the station is equipped with a strapping in the form of said control lines communicated via a working fluid with actuators of the locking elements of the well.
В качестве рабочего тела могут использовать жидкость, температурная вязкость и температура замерзания которой определена из климатических условий работы скважины, при этом станция, предназначенная для работы в третьей и четвертой климатических зонах в качестве рабочего тела оснащена преимущественно минеральным маслом, а для первой и второй климатических зон в качестве рабочего тела принята жидкость с низкой температурой замерзания, преимущественно типа силиконовой, например полиметилсилоксановая, а бак для рабочего тела оснащен не менее чем одним индикатором уровня заполнения жидкостью, например визуальным индикатором или датчиком уровня, сообщенным по каналам телемеханики с центральным пультом управления, при этом датчик уровня оборудован системой подачи сигналов о предельно допустимом и критическом уровнях или подсоединен к системе центрального пульта управления, выдающей команды на поддержание уровня жидкости в баке в заданных уровнях, а для первой и второй климатических зон бак рабочего тела снабжен подогревателем жидкости, выполненным в виде змеевика или ТЭНа.A fluid whose temperature viscosity and freezing temperature is determined from the climatic conditions of the well’s operation can be used as a working fluid, while a station designed to operate in the third and fourth climatic zones is equipped mainly with mineral oil as a working fluid, and for the first and second climatic zones as a working fluid, a liquid with a low freezing point, mainly silicone type, for example polymethylsiloxane, was adopted, and the working fluid tank is not equipped with with more than one liquid level indicator, for example, a visual indicator or a level sensor communicated via telemechanics channels with a central control panel, while the level sensor is equipped with a signal system for the maximum permissible and critical levels or is connected to a system of the central control panel that issues maintenance commands the liquid level in the tank at predetermined levels, and for the first and second climatic zones the working fluid tank is equipped with a fluid heater, made in the form of a coil or TENA.
Насосно-аккумуляторная установка может включать насосную группу, по меньшей мере, с одним насосом, преимущественно электронасосом высокого давления, предпочтительно аксиально-поршневым с асинхронным электродвигателем, продублированным для первой и второй климатических зон, по меньшей мере, одним дополнительным, параллельно подключенным электронасосом высокого давления, причем указанный насос или насосы включены в линию высокого давления - линию нагнетания через входной и выходной фильтры, предпочтительно грубой и тонкой очистки соответственно, причем каждый из упомянутых насосов на выходе оснащен предохранительным клапаном давления и смонтирован с возможностью избирательного отключения от линии нагнетания через систему запорных устройств, причем, по крайней мере, установленные на выходе фильтры тонкой очистки снабжены визуальным индикатором и/или электрическим датчиком, сообщенным с центральным пультом управления, при этом насосная группа, снабженная на выходе устройствами запуска или остановки электродвигателей насосов и обратным клапаном, сообщена через последние по линии нагнетания с выполненным модульно-секционным силовым функциональным пневмогидроаккумулятором, состоящим из параллельно-подключенных к коллектору модулей и предназначенным для создания рабочего давления в силовых линиях функционального управления исполнительными механизмами, при этом коллектор с пневмогидроаккумулятором сообщен по рабочему телу с линией нагнетания, кроме того, упомянутые устройства запуска или остановки электродвигателей насосов, подключенные к линии нагнетания, выполнены, например в виде реле давления, либо в виде аналоговых датчиков давления, либо в виде электроконтактных манометров, причем модули силового функционального пневмогидроаккумулятора выполнены с мембранным или, предпочтительно, поршневым разделителем сред, при этом суммарный рабочий объем всех модулей упомянутого пневмогидроаккумулятора принят не менее необходимого для однократного открытия всех запорных органов не менее чем одной скважины или поддержания рабочего состояния скважины в течение не менее чем одного месяца при отсутствии электроэнергии.The pump-accumulator installation may include a pump group with at least one pump, preferably a high-pressure electric pump, preferably an axial piston pump with an asynchronous electric motor, duplicated for the first and second climatic zones, at least one additional, high-pressure electric pump connected in parallel moreover, the specified pump or pumps are included in the high pressure line - the discharge line through the inlet and outlet filters, preferably coarse and fine cleaning accordingly, each of these pumps at the outlet is equipped with a pressure relief valve and is mounted with the possibility of selective shutdown from the discharge line through a system of shut-off devices, and at least the fine filters installed at the output are equipped with a visual indicator and / or an electric sensor in communication with the central control panel, while the pump group, equipped at the output with devices for starting or stopping the pump motors and a check valve, is communicated through p the latter along the discharge line with a modular-sectional power functional pneumohydroaccumulator made up of modules parallel-connected to the collector and designed to create operating pressure in the power lines of the functional control of actuators, while the collector with pneumohydroaccumulator is communicated through the working fluid with the discharge line, in addition , said devices for starting or stopping electric motors of pumps connected to a discharge line are made, for example, in the form of relays phenomena, either in the form of analog pressure sensors or in the form of electrocontact gauges, the modules of the power functional pneumohydroaccumulator made with a membrane or, preferably, a piston separator of media, while the total working volume of all the modules of the mentioned pneumohydroaccumulator is accepted not less than necessary for a single opening of all locking elements at least one well or maintaining the working condition of the well for at least one month in the absence of electricity.
К линии нагнетания через регуляторы давления, понижающие давление от функционального 10-100 МПа до рабочего 0,5-70 МПа, могут быть подключены силовые линии функционального управления исполнительными механизмами надкоренной, боковой задвижек, регулирующего дроссельного клапана и линия логического управления, включающая также линии клапана контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки, кроме того, к линии нагнетания преимущественно не менее чем через один упомянутый мультипликатор, повышающий функциональное давление до требуемого не менее 21-70 МПа, подключена силовая линия функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя, на которой установлен, по меньшей мере, один регулятор давления, настроенный на подачу рабочего тела в мультипликатор с учетом передаточного числа последнего и требуемого выходного давления рабочего тела для последующей подачи и управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя, при этом все перечисленные силовые линии функционального управления исполнительными механизмами запорных органов снабжены установленными на участках перед исполнительными механизмами предохранительными клапанами давления.Power lines for functional control of the actuators of the root, lateral gate valves, control throttle valve and a logical control line, which also includes valve lines, can be connected to the discharge line through pressure regulators that lower the pressure from the functional 10-100 MPa to the working 0.5-70 MPa control of low and high pressure and fusible insert, in addition, to the discharge line mainly through at least one of the mentioned multiplier, which increases the functional pressure to the required not less than 21-70 MPa, a power line for functional control of the actuator of the shut-off valve is connected, on which at least one pressure regulator is installed, configured to supply the working fluid to the multiplier, taking into account the gear ratio of the last and required output pressure of the working fluid for the subsequent feed and control the actuator of the shut-off valve, while all of the listed power lines of the functional control of the actuators of the locking elements are equipped with installed pressure relief valves in areas in front of the actuators.
Блок управления станции может содержать систему автоматической защиты скважины, систему дистанционного и систему ручного отключения скважины, причем система автоматической защиты содержит подключенную к линии логического управления через гидравлический распределительный клапан линию плавкой вставки и аналогично подключенную к той же линии управления через другой гидравлический распределительный клапан линию клапана контроля низкого и высокого давления, при этом клапан контроля низкого и высокого давления установлен в зоне, примыкающей к фонтанной арматуре, предпочтительно на шлейфе, причем обе указанные линии снабжены реле или датчиками давления с возможностью выдачи сигнала на центральный пульт управления об отключении скважины соответственно по пожару или по причине выхода за пределы диапазона допустимых рабочих давлений в шлейфе, определяемых настройкой клапана контроля низкого и высокого давления; аналогично в линию логического управления последовательно включены гидравлические распределительные клапаны для дистанционного отключения и для ручного закрытия упомянутых рабочих органов скважины - боковой задвижки, надкоренной задвижки и клапана-отсекателя.The station control unit may comprise an automatic well protection system, a remote control system and a manual shut-off system, the automatic protection system comprising a fusible line connected to the logical control line via a hydraulic control valve and a valve line similarly connected to the same control line through another hydraulic control valve control of low and high pressure, while the control valve of low and high pressure is installed in the zone, prima connecting to the fountain fittings, preferably on the loop, and both of these lines are equipped with relays or pressure sensors with the possibility of issuing a signal to the central control panel about the shutdown of the well, respectively, due to fire or because of exceeding the range of permissible operating pressures in the loop, determined by the low control valve setting and high pressure; similarly, the hydraulic control valves are sequentially connected to the logical control line for remote shutdown and for manual closure of the said working bodies of the well - lateral gate valve, root valve and shutoff valve.
Линия логического управления последовательно может соединять по рабочему телу через гидравлические распределительные клапаны для обеспечения требуемой логической последовательности управления скважиной клапаны-распределители силовых линий функционального управления исполнительными механизмами, в том числе, по крайней мере, клапана-отсекателя, надкоренной задвижки, боковой задвижки с возможностью их допустимого закрытия в определенной, а именно в противоположной указанной последовательности с регулируемо установленными допустимыми временными интервалами между отключениями каждого из них, для чего на линии логического управления на участках ее взаимодействия с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами клапана-отсекателя и надкоренной задвижки установлены упомянутые управляющие пневмогидроаккумуляторы с возможностью их взаимодействия на сбросе давления каждого со своим дросселем, при этом управляющий пневмогидроаккумулятор на участке управления клапаном-отсекателем линии логического управления настроен на замедление закрытия клапана-отсекателя на время, в 1,5-2 раза превышающее интервал между закрытием надкоренной задвижки и боковой задвижки, составляющий от 10 до 120 сек.The logical control line can be sequentially connected through the working fluid through hydraulic control valves to provide the required logical sequence for controlling the well. The control valves of the power lines of the functional control of actuators, including at least the shut-off valve, the shutter valve, the lateral valve, can be allowable closure in a certain, namely in the opposite specified sequence with adjustable admissible At the same time, between the shutdowns of each of them, for which purpose the control pneumohydraulic accumulators with the possibility of their interaction to relieve pressure of each with its own throttle are installed on the logical control line in the areas of its interaction with the power lines of the functional control of the actuating mechanisms of the shutoff valve and the root valve; the control pneumatic accumulator in the control section of the shutoff valve of the logical control line is configured to slow down digging of the shut-off valve for a period of 1.5-2 times the interval between the closing of the root valve and the lateral valve, from 10 to 120 seconds.
На линии логического управления на участке ее подвода к силовой линии функционального управления исполнительным механизмом боковой задвижки может быть установлен электромагнитный клапан дистанционного включения и отключения боковой задвижки.On the line of logical control in the area of its supply to the power line of functional control by the actuator of the lateral valve, an electromagnetic valve for remote switching on and off of the lateral valve can be installed.
Силовая линия функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана может быть снабжена трехпозиционным распределительным клапаном, предпочтительно, с двумя электромагнитами.The power line for functional control of the throttle valve actuator may be provided with a three-position control valve, preferably with two electromagnets.
Распределительные клапаны всех силовых линий функционального управления могут быть закоммутированы с линией сброса отработавшего рабочего тела, при этом линия сброса сообщена преимущественно через фильтр с баком рабочего тела.The distribution valves of all power lines of the functional control can be switched with the discharge line of the spent working fluid, while the discharge line is communicated mainly through the filter with the working fluid tank.
На силовых линиях функционального управления исполнительными механизмами запорных органов могут быть установлены температурные предохранительные клапаны, закоммутированные на выходе с линией сброса избытков рабочего тела, выделяемых при перепадах температур рабочего тела и/или окружающей среды.On the power lines for functional control of the actuators of the locking elements, temperature safety valves can be installed that are switched at the outlet with a discharge line for excess working fluid released when the temperature of the working fluid and / or the environment changes.
Насосно-аккумуляторная установка может быть выполнена преимущественно с вынесенной лицевой панелью управления.The pump and battery installation can be performed mainly with a remote front panel.
Запорные органы скважины могут быть снабжены приборами управления, вынесенными на лицевую панель блока управления.The locking elements of the well can be equipped with control devices placed on the front panel of the control unit.
Шкаф станции управления выполнен теплоизолированным и взрывозащищенным, а подключение кабельных линий к шкафу выполнено через кабельные выводы взрывозащищенного исполнения.The cabinet of the control station is thermally insulated and explosion-proof, and the cable lines are connected to the cabinet through the cable leads of the explosion-proof design.
Технический результат, обеспечиваемый приведенной совокупностью признаков, состоит в повышении надежности и безаварийной эксплуатации скважины газового месторождения, снижении себестоимости добычи газа, достижении большей простоты управления технологическими процессами за счет предлагаемого комплекса оборудования для управления скважиной, а именно автоматизированного управления запорными органами скважины - боковой и надкоренной задвижками, регулирующего дебит скважины дроссельного клапана, подземного клапана-отсекателя через предлагаемую станцию управления, которая содержит разработанные в изобретении насосно-аккумуляторную установку с силовым пневмогидроаккумулятором и не менее одного, обслуживающего скважину, блока управления с силовыми линиями функционального управлениями исполнительными механизмами запорных органов и завязанную с ними логическую линию управления, оснащенную не менее чем трижды продублированными командными клапанами, в том числе два из которых работают от импульса подаваемого на закрытие скважины при возникновении опасности пожара или закритическим малым или высоким давлением в шлейфе, а также разработанной системы закрытия скважины в логической последовательности отсечения флюида «боковая задвижка - надкоренная задвижка - клапан-отсекатель», работающей через систему замедления прохождения команды на закрытие, включающие тандем из управляющего пневмогидроаккумулятора и дросселя в логической линии управления на участках взаимодействия с силовыми линиями функционального управления исполнительными механизмами надкоренной задвижки и клапана-отсекателя.The technical result provided by the given set of features is to increase the reliability and trouble-free operation of a gas field well, reduce the cost of gas production, achieve greater simplicity of process control due to the proposed set of equipment for controlling the well, namely, automated control of the shut-off organs of the well - side and root valves regulating the flow rate of the throttle valve well, underground shutoff valve through the proposed control station, which contains the developed in the invention pump-accumulator unit with a power pneumatic accumulator and at least one operating well, a control unit with power lines, functional controls by the actuators of the locking elements and a logical control line associated with them, equipped with at least three duplicated command valves, including two of which operate from the pulse supplied to close the well in case of danger of fire by supercritical low or high pressure in the loop, as well as the developed system for closing the well in the logical sequence of cutting off the fluid "lateral valve - root valve - shutoff valve", working through the system for slowing down the passage of the closing command, including a tandem from the control pneumatic accumulator and throttle in logical control line in the areas of interaction with power lines of functional control of actuators of the root valve and shutoff valve.
Сущность изобретения поясняется чертежами, где:The invention is illustrated by drawings, where:
на фиг.1 представлена схема подключения станции управления запорными органами к скважине;figure 1 presents the connection diagram of the control station shutoff elements to the well;
на фиг.2 - насосно-аккумуляторная установка, гидравлическая принципиальная схема;figure 2 - pump-and-battery installation, hydraulic circuit diagram;
на фиг.3 - блок управления, гидравлическая принципиальная схема.figure 3 - control unit, hydraulic circuit diagram.
Комплекс оборудования для управления, по меньшей мере, одной содержащей запорные органы скважиной газового месторождения содержит станцию управления запорными органами скважины, а именно боковой задвижкой 1 и надкоренной задвижкой 2, установленными на фонтанной арматуре 3, регулирующим дебит скважины дроссельным клапаном 4, подземным клапаном-отсекателем (на чертежах не показано), имеющими исполнительные механизмы, а также клапан 5 контроля низкого и высокого давления и плавкую вставку 6.A set of equipment for controlling at least one well of a gas field containing shutoff elements comprises a control station for the shutoff elements of the well, namely, a
Также комплекс оборудования содержит центральный пульт управления, размещенный на расстоянии от станции управления и сообщенный с ней линией связи, например оптоволоконным кабелем.Also, the equipment complex contains a central control panel located at a distance from the control station and communicated with it by a communication line, for example, an optical fiber cable.
Станция управления включает, по меньшей мере, один блок 7 управления исполнительными механизмами запорных органов, насосно-аккумуляторную установку 8 с рабочим телом, силовые линии 9-12 функционального управления упомянутыми исполнительными механизмами и линию 13 логического управления, выполненную с обеспечением возможности прохождения команд, по меньшей мере, на закрытие скважины в логической последовательности боковая задвижка 1 - надкоренная задвижка 2 - подземный клапан-отсекатель, оснащенную для этого системой дублированного избирательного приведения в действие от срабатывания соответственно клапана 5 контроля низкого и высокого давления, плавкой вставки 6, либо дистанционной или ручной команд на закрытие запорных органов скважины. Для этого линия 13 логического управления снабжена также системой трехступенчатого по времени срабатывания с замедлением прохождения исполнительной команды, по крайней мере, на закрытие надкоренной задвижки 2 и подземного клапана-отсекателя, включающей установленные, по крайней мере, на участке 14 управления надкоренной задвижкой 2 и участке 15 управления клапаном-отсекателем линии 13 логического управления разнонастроенные по времени замедлители прохождения команды, состоящие из сочетания последовательно установленных на указанных участках 14, 15 управляющих пневмогидроаккумулятора 16 и дросселя 17.The control station includes at least one
Силовая линия 12 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя снабжена не менее, чем одним мультипликатором 18 давления. Мультипликатор 18 давления для первой и второй климатических зон выполнен с дублированием.The
Станция управления запорными органами скважины конструктивно выполнена в виде, по меньшей мере, одного шкафа 19, в котором смонтированы насосно-аккумуляторная установка 8 и, по меньшей мере, один блок 7 управления, кроме того, станция снабжена обвязкой в виде упомянутых линий управления, сообщенных по рабочему телу с исполнительными механизмами запорных органов скважины.The control station for the shutoff elements of the well is structurally made in the form of at least one
Насосно-аккумуляторная установка 8 содержит бак 20 с рабочим телом, преимущественно в виде жидкости и силовой функциональный пневмогидроаккумулятор 21 выполненный, преимущественно модульно-секционным.The pump-
В качестве рабочего тела используют жидкость, температурная вязкость и температура замерзания которой определена из климатических условий работы скважины, при этом станция, предназначенная для работы в третьей и четвертой климатических зонах в качестве рабочего тела оснащена, преимущественно минеральном маслом, а для первой и второй климатических зон в качестве рабочего тела принята жидкость с низкой температурой замерзания, преимущественно типа силиконовой, например полиметилсилоксановая.A fluid is used as a working fluid, the temperature viscosity and freezing temperature of which is determined from the climatic conditions of the well’s operation, while the station designed to operate in the third and fourth climatic zones is equipped with mainly mineral oil, and for the first and second climatic zones as a working fluid, a liquid with a low freezing temperature, mainly a type of silicone, for example polymethylsiloxane, is adopted.
Бак 20 для рабочего тела оснащен не менее чем одним индикатором уровня заполнения жидкостью, например визуальным индикатором или датчиком уровня, сообщенным по каналам телемеханики с центральным пультом управления, при этом датчик уровня оборудован системой подачи сигналов о предельно допустимом и критическом уровнях или подсоединен к системе центрального пульта управления, выдающей команды на поддержание уровня жидкости в баке 20 в заданных уровнях, а для первой и второй климатических зон бак 20 рабочего тела снабжен подогревателем жидкости, выполненным в виде змеевика или ТЭНа.
Насосно-аккумуляторная установка 8 включает насосную группу, по меньшей мере, с одним насосом 22, преимущественно электронасосом высокого давления, предпочтительно аксиально-поршневым с асинхронным электродвигателем 23, продублированным для первой и второй климатических зон, по меньшей мере, одним дополнительным, параллельно подключенным электронасосом 22 высокого давления. Указанный насос 22 или насосы включены в линию 24 высокого давления - линию нагнетания через входной фильтр 25 и выходной фильтр 26, предпочтительно грубой и тонкой очистки соответственно. Каждый из упомянутых насосов 22 на выходе оснащен предохранительным клапаном 27 давления и смонтирован с возможностью избирательного отключения от линии 24 нагнетания через систему запорных устройств, например шаровых кранов 28. По крайней мере, установленные на выходе фильтры 26 тонкой очистки снабжены визуальным индикатором и/или электрическим датчиком, сообщенным с центральным пультом управления. Насосная группа, снабженная на выходе устройствами запуска или остановки электродвигателей насосов и обратным клапаном 29, сообщена через последние по линии 24 нагнетания с выполненным модульно-секционным силовым функциональным пневмогидроаккумулятором 21, состоящим из параллельно-подключенных к коллектору 30 модулей 31 и предназначенным для создания рабочего давления в силовых линиях 9-12 функционального управления исполнительными механизмами. Коллектор 30 с пневмогидроаккумулятором 21 сообщен по рабочему телу с линией 24 нагнетания. Упомянутые устройства запуска или остановки электродвигателей насосов, подключенные к линии 24 нагнетания, выполнены, например в виде реле 32 давления, либо в виде аналоговых датчиков давления, либо в виде электроконтактных манометров. Модули 31 силового функционального пневмогидроаккумулятора 21 выполнены с мембранным или предпочтительно поршневым разделителем сред. Суммарный рабочий объем всех модулей 31 упомянутого пневмогидроаккумулятора 21 принят не менее необходимого для однократного открытия всех запорных органов не менее чем одной скважины или поддержания рабочего состояния скважины в течение не менее чем одного месяца при отсутствии электроэнергии.Pump-
К линии нагнетания через регуляторы 33 давления, понижающие давление от функционального 10-100 МПа до рабочего 0,5-70 МПа, подключены силовые линии 11, 10, 13 функционального управления соответственно исполнительными механизмами надкоренной задвижки 2, боковой задвижки 1, регулирующего дроссельного клапана 4 и линия 13 логического управления, включающая также линии 34, 35 соответственно клапана 5 контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки 6. К линии 24 нагнетания, преимущественно, не менее чем через один упомянутый мультипликатор 18, повышающий функциональное давление до требуемого не менее 21-70 МПа, подключена силовая линия 12 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя, на которой установлены, по меньшей мере, один регулятор 36 давления, настроенный на подачу рабочего тела в мультипликатор 18 с учетом передаточного числа последнего и требуемого выходного давления рабочего тела для последующей подачи и управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя.The
Все силовые линии 9-12 функционального управления исполнительными механизмами запорных органов снабжены установленными на участках перед исполнительными механизмами предохранительными клапанами 37 давления.All power lines 9-12 of the functional control of the actuators of the locking elements are equipped with
Блок 7 управления станции содержит систему автоматической защиты скважины, систему дистанционного и систему ручного отключения скважины. Система автоматической защиты содержит подключенную к линии 13 логического управления через гидравлический распределительный клапан 38 линию 35 плавкой вставки 6 и аналогично подключенную к той же линии 13 управления через другой гидравлический распределительный клапан 39 линию 34 клапана 5 контроля низкого и высокого давления. Клапан 5 контроля низкого и высокого давления установлен в зоне примыкающей к фонтанной арматуре, предпочтительно на шлейфе. Обе указанные линии 34 и 35 снабжены реле 40 или датчиками давления с возможностью выдачи сигнала на центральный пульт управления об отключении скважины соответственно по пожару или по причине выхода за пределы диапазона допустимых рабочих давлений в шлейфе, определяемых настройкой клапана 5 контроля низкого и высокого давления. Аналогично в линию 13 логического управления последовательно включены гидравлические распределительные клапаны 41, 42 соответственно для дистанционного отключения и для ручного закрытия упомянутых рабочих органов скважины - боковой задвижки 1, надкоренной задвижки 2 и клапана-отсекателя.The
Линия 13 логического управления последовательно соединяет по рабочему телу через гидравлические распределительные клапаны 43-45 для обеспечения требуемой логической последовательности управления скважиной клапаны-распределители 46-48 силовых линий 12, 11, 10 функционального управления исполнительными механизмами, в том числе, по крайней мере, клапана-отсекателя, надкоренной задвижки 2, боковой задвижки 1 с возможностью их допустимого закрытия в определенной, а именно в противоположной указанной последовательности с регулируемо установленными допустимыми временными интервалами между отключениями каждого из них, для чего на линии 13 логического управления на участках ее взаимодействия с силовыми линиями 12, 11 функционального управления соответственно исполнительными механизмами клапана-отсекателя и надкоренной задвижки установлены упомянутые управляющие пневмогидроаккумуляторы 16 с возможностью их взаимодействия на сбросе давления каждого со своим дросселем 17. Управляющий пневмогидроаккумулятор 16 на участке 15 управления клапаном-отсекателем линии 13 логического управления настроен на замедление закрытия клапана-отсекателя на время, в 1,5-2 раза превышающее интервал между закрытием надкоренной задвижки 2 и боковой задвижки 1, составляющий от 10 до 120 сек.The
На линии 13 логического управления на участке ее подвода к силовой линии 10 функционального управления исполнительным механизмом боковой задвижки 1 установлен электромагнитный клапан 49 дистанционного отключения боковой задвижки 1.On the
Силовая линия 12 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана 4 снабжена трехпозиционным распределительным клапаном 50 предпочтительно с двумя электромагнитами.The
Распределительные клапаны всех силовых линий 9-12 функционального управления закоммутированы с линией 51 сброса отработавшего рабочего тела, при этом линия 51 сброса сообщена преимущественно через фильтр с баком 20 рабочего тела.The distribution valves of all power lines 9-12 of the functional control are switched with the
На силовых линиях 9-12 функционального управления исполнительными механизмами запорных органов установлены температурные предохранительные клапаны 52, закоммутированные на выходе с линией 51 сброса избытков рабочего тела, выделяемых при перепадах температур рабочего тела и/или окружающей среды.On the power lines 9-12 for functional control of the actuators of the locking elements,
Насосно-аккумуляторная установка 8 выполнена преимущественно с вынесенной лицевой панелью управления.Pump-
Запорные органы скважины снабжены приборами управления, вынесенными на лицевую панель блока управления.The locking elements of the well are equipped with control devices placed on the front panel of the control unit.
Шкаф 19 станции управления выполнен теплоизолированным и взрывозащищенным, а подключение кабельных линий к шкафу выполнено через кабельные выводы взрывозащищенного исполнения.The
Работа осуществляется следующим образом.The work is as follows.
Насосно-аккумуляторная установка 8 предназначена для создания и поддержания требуемого рабочего давления рабочей среды в линиях управления станции.Pump-
Рабочая среда из бака 20 объемом порядка 200 л. по трубопроводу поступает через фильтр грубой очистки 25 и кран 53 на вход электронасоса 22, который приводится в действие электродвигателем 23. На выходе из насоса после крана 28 установлен фильтр тонкой очистки 26.The working environment of the
Предохранительный клапан 27 настроен на заданное рабочее давление 21 МПа и при превышении заданного значения давления соединяет линию 24 нагнетания с полостью бака 20 и происходит сброс лишнего объема рабочей среды по линии 51 сброса.The
Через обратный клапан 29 из линии 24 нагнетания рабочая среда поступает в коллектор 30 и заполняет модули 31 силового функционального пневмогидроаккумулятора 21, предназначенные для хранения необходимого запаса рабочей среды под давлением, при этом каждый модуль 31 выполнен объемом 40-50 л.Through the
После заполнения пневмогидроаккумулятора 21 рабочая среда по трубопроводам поступает в линии 9-12 функционального управления исполнительными механизмами запорными органами скважины и в линию 13 логического управления.After filling the
Регулятор 36 давления в силовой линии 11 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя понижает давление в линии 24 нагнетания с 21 МПа до давления трех- или четырехкратного давлению на выходе из мультипликатора 18, обеспечивающего рабочее давление на линии 11 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя, равное 28 МПа (280 кгс/см2). Предохранительный клапан 37 настроен на заданное рабочее давление 28 МПа и при превышении заданного значения давления соединяет упомянутую линию 11 с полостью бака 20 и происходит сброс лишнего объема рабочей среды по линии 51 сброса.The
Регуляторы 33 давления понижают давление в силовой линии 12 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана 4 и линии 13 логического управления до рабочего давления 4 МПа (40 кгс/см2), а в силовых линиях 9, 10 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек - до 14 МПа (140 кгс/см2). Предохранительные клапаны 37 настроены на заданное рабочее давление 4 МПа и при превышении заданного значения давления соединяют упомянутые линии с полостью бака 20 и происходит сброс лишнего объема рабочей среды по линии 51 сброса.The pressure regulators 33 reduce the pressure in the
В блоке 7 управления станции рабочая среда при давлении 4 МПа в линии 13 логического управления поступает на вход нормально закрытого гидравлического распределительного клапана 38, предназначенного для сброса давления управления при пожаре. После заполнения линии 35 плавкой вставки распределительный клапан 38 открывается и рабочая среда поступает на вход нормально закрытого гидравлического распределительного клапана 39, предназначенного для сброса давления управления при срабатывании клапана 5 контроля низкого и высокого давления установленного в линии 34 упомянутого клапана. Затем рабочая среда проходит через нормально открытые распределительный клапан 41, предназначенный для дистанционного отключения всей скважины, и распределительный клапан 42, предназначенный для ручного аварийного отключений всей скважины посредством кнопки аварийного отключения.In the
После распределительного клапана 42 рабочая среда поступает на вход нормально закрытого распределительного клапана 43 с гидроприводом и ручным дублером.After the
При заполненной линии 35 плавкой вставки реле давления 40 выдает сигнал на центральный пульт управления.When the
При заполненной линии 34 клапана контроля низкого и высокого давления другое реле давления 40 также выдает сигнал на центральный пульт управления.When the
Далее для того чтобы открыть скважину, нужно выполнить следующую последовательность действий:Next, in order to open the well, you need to perform the following sequence of actions:
- потянуть за ручку распределительного клапана 43, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 54 поступает на привод клапана-распределителя 46, который открывается и рабочая среда из силовой линии 11 функционального управления исполнительным механизмом клапана-отсекателя поступает на его исполнительный механизм. Происходит открытие клапана-отсекателя.- pull the handle of the control valve 43, which is set to self-feed, and the working medium through the
- потянуть за ручку распределительного клапана 44, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 55 поступает на привод клапана-распределителя 47, который открывается и рабочая среда из силовых линий 9, 10 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек поступает на исполнительный механизм надкоренной задвижки. Происходит открытие надкоренной задвижки.- pull the handle of the
- потянуть за ручку распределительного клапана 45, который ставится на самопитание, а рабочая среда через обратный клапан 55 и нормально открытый электромагнитный клапан 49 поступает на привод клапана-распределителя 48, который открывается и рабочая среда из силовых линий 9, 10 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой и надкоренной задвижек поступает на исполнительный механизм боковой задвижки. Происходит открытие боковой задвижки.- pull the handle of the
Пример работы по закрытию скважины.An example of work to close a well.
Система автоматической защиты.Automatic protection system.
При штатных значениях давлений в линиях 34, 35 соответственно клапана 5 контроля низкого и высокого давления и плавкой вставки 6 скважины распределительный клапан 39 находится в открытом положении. При падении или повышении давления рабочей среды в упомянутых линиях ниже или выше установленных (заданных) значений распределительный клапан 39 переходит в закрытое положение, происходит сброс рабочей среды из силовых линий 9, 10, 11 функционального управления соответственно исполнительными механизмами боковой, надкоренной задвижек и клапана-отсекателя. Дроссели 17 с пневмогидроаккумуляторами 16 служат для регулирования временного интервала при последовательном закрытии запорных органов скважины.When the standard pressure values in
В случае возникновения пожара при повышении температуры окружающей среды на устье скважины выше установленного значения (при пожарной ситуации) происходит сброс рабочей среды из линии 35 плавкой вставки, после чего распределительный клапан 38 переходит в закрытое положение, происходит сброс рабочей среды из силовых линий 9, 10, 11 функционального управления соответственно боковой, надкоренной задвижек и клапана-отсекателя. Дроссели 17 с пневмогидроаккумуляторами 16 служат для регулирования временного интервала при последовательном закрытии запорных органов скважины.In the event of a fire when the ambient temperature at the wellhead rises above the set value (in a fire situation), the working medium is discharged from the
Система дистанционного отключения скважины.Remote shutdown system.
В блоке 7 управления станции установлены распределительный клапан 41, выполненный электромагнитным, и электромагнитный клапан 49, управляемые с панели управления станции или с центрального пульта управления.In the
При подаче сигнала 24 В на электропривод клапана 41 производится дистанционное закрытие боковой, надкоренной задвижек и клапана-отсекателя.When a 24 V signal is applied to the
При подаче сигнала 24 В на электропривод клапана 49 производится дистанционное закрытие боковой задвижки.When a 24 V signal is applied to the
Управление регулирующим дроссельным клапаном.Control throttle valve.
При подаче напряжения на первый электромагнит трехпозиционного распределительного клапана 50 рабочая среда под давлением до 4 МПа из силовой линии 12 функционального управления исполнительным механизмом дроссельного клапана подается в его исполнительный механизм. От позиционера, установленного на упомянутом клапане, выдается аналоговый сигнал в шкаф 19 управления или на центральный пульт управления. После чего от шкафа 19 поступает сигнал на первый электромагнит (снимается напряжение) и клапан 50 переводится в нейтральное положение. При необходимости снижения расхода газа от шкафа управления подается сигнал на второй электромагнит клапана 50, происходит сброс рабочей среды до заданных параметров.When applying voltage to the first electromagnet of the three-
Таким образом, заявленный комплекс оборудования обеспечивает повышение надежности и безаварийной эксплуатации скважины при добыче газа.Thus, the claimed equipment package provides increased reliability and trouble-free operation of the well during gas production.
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119653/03A RU2367770C1 (en) | 2008-05-20 | 2008-05-20 | Equipment system for gas field well controlling |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008119653/03A RU2367770C1 (en) | 2008-05-20 | 2008-05-20 | Equipment system for gas field well controlling |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2367770C1 true RU2367770C1 (en) | 2009-09-20 |
Family
ID=41167926
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008119653/03A RU2367770C1 (en) | 2008-05-20 | 2008-05-20 | Equipment system for gas field well controlling |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2367770C1 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| USD707332S1 (en) | 2013-03-15 | 2014-06-17 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Seal assembly |
| USD707797S1 (en) | 2013-03-15 | 2014-06-24 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Seal segment |
| US8870233B2 (en) | 2007-07-03 | 2014-10-28 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Swivel joint with uniform ball bearing requirements |
| US8978695B2 (en) | 2009-04-20 | 2015-03-17 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Flowline flapper valve |
| US8998168B2 (en) | 2009-06-03 | 2015-04-07 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Plug valve indicator |
| US9103448B2 (en) | 2012-08-16 | 2015-08-11 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Plug valve having preloaded seal segments |
| RU2571701C2 (en) * | 2010-04-01 | 2015-12-20 | Роберт Бош Гмбх | Valves for fossil fuel production and transport with safety unit |
| US9273543B2 (en) | 2012-08-17 | 2016-03-01 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Automated relief valve control system and method |
| RU2583175C2 (en) * | 2010-11-19 | 2016-05-10 | Роберт Бош Гмбх | Hydraulic equipment for valves intended for production and transportation of mainly fossil fuel |
| US9568138B2 (en) | 2013-07-01 | 2017-02-14 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Manifold assembly |
| US10557576B2 (en) | 2015-06-15 | 2020-02-11 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Full-root-radius-threaded wing nut having increased wall thickness |
| CN110773497A (en) * | 2019-11-21 | 2020-02-11 | 苏州大方特种车股份有限公司 | Heliostat cleaning vehicle waterway system |
| US10677365B2 (en) | 2015-09-04 | 2020-06-09 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Pressure relief valve assembly and methods |
| RU2783981C1 (en) * | 2022-06-30 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РусГазШельф" | System and method for shut-off valves closing of underwater gas field |
-
2008
- 2008-05-20 RU RU2008119653/03A patent/RU2367770C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9964245B2 (en) | 2007-07-03 | 2018-05-08 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Swivel joint with uniform ball bearing requirements |
| US8870233B2 (en) | 2007-07-03 | 2014-10-28 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Swivel joint with uniform ball bearing requirements |
| US8978695B2 (en) | 2009-04-20 | 2015-03-17 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Flowline flapper valve |
| US8998168B2 (en) | 2009-06-03 | 2015-04-07 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Plug valve indicator |
| RU2571701C2 (en) * | 2010-04-01 | 2015-12-20 | Роберт Бош Гмбх | Valves for fossil fuel production and transport with safety unit |
| RU2583175C2 (en) * | 2010-11-19 | 2016-05-10 | Роберт Бош Гмбх | Hydraulic equipment for valves intended for production and transportation of mainly fossil fuel |
| US9103448B2 (en) | 2012-08-16 | 2015-08-11 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Plug valve having preloaded seal segments |
| US9638337B2 (en) | 2012-08-16 | 2017-05-02 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Plug valve having preloaded seal segments |
| US9273543B2 (en) | 2012-08-17 | 2016-03-01 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Automated relief valve control system and method |
| US9857807B2 (en) | 2012-08-17 | 2018-01-02 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Automated relief valve control system and method |
| USD734434S1 (en) | 2013-03-15 | 2015-07-14 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Seal assembly |
| USD707797S1 (en) | 2013-03-15 | 2014-06-24 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Seal segment |
| USD707332S1 (en) | 2013-03-15 | 2014-06-17 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Seal assembly |
| US9568138B2 (en) | 2013-07-01 | 2017-02-14 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Manifold assembly |
| USD873860S1 (en) | 2013-07-01 | 2020-01-28 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Mounting bracket for manifold assembly |
| US10738928B2 (en) | 2013-07-01 | 2020-08-11 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Manifold assembly |
| US10557576B2 (en) | 2015-06-15 | 2020-02-11 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Full-root-radius-threaded wing nut having increased wall thickness |
| US11519530B2 (en) | 2015-06-15 | 2022-12-06 | Spm Oil & Gas Inc. | Full-root-radius-threaded wing nut having increased wall thickness |
| US10677365B2 (en) | 2015-09-04 | 2020-06-09 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Pressure relief valve assembly and methods |
| CN110773497A (en) * | 2019-11-21 | 2020-02-11 | 苏州大方特种车股份有限公司 | Heliostat cleaning vehicle waterway system |
| RU2783981C1 (en) * | 2022-06-30 | 2022-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "РусГазШельф" | System and method for shut-off valves closing of underwater gas field |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2367770C1 (en) | Equipment system for gas field well controlling | |
| RU2367771C1 (en) | Equipment system for gas field well controlling | |
| RU2365738C1 (en) | Oil and gas well | |
| RU2367786C1 (en) | Oil well | |
| RU2367772C1 (en) | Oil well pad | |
| RU2367781C1 (en) | Recovery method of gas condensate | |
| RU2367779C1 (en) | Method of exploiting oil field | |
| RU2365737C1 (en) | Complex of equipment for control of oil pool well | |
| RU2367788C1 (en) | Gas-condensate well pad | |
| RU2352759C1 (en) | Gas well | |
| RU84053U1 (en) | BUSH OF GAS-CONDENSATE WELLS | |
| RU2352758C1 (en) | Equipment complex for controlling gas-condensate deposit well | |
| RU84453U1 (en) | OIL AND GAS WELL | |
| RU2367784C1 (en) | Method of controlling gas-condensate field | |
| EA013310B1 (en) | Methods for controling x-mass tree and underground equipment of wells in gas, gas-condensate, oil-and gas and oil fields | |
| RU84049U1 (en) | COMPLEX OF EQUIPMENT FOR GAS DEPTH WELL MANAGEMENT | |
| RU2367769C1 (en) | Oil and gas well pad | |
| RU83283U1 (en) | COMPLEX OF EQUIPMENT FOR OIL AND GAS DEPOSIT WELL MANAGEMENT | |
| RU2367776C1 (en) | Gas extraction method | |
| RU84454U1 (en) | BUSH OF OIL AND GAS WELLS | |
| RU84752U1 (en) | OIL WELL | |
| RU2367777C1 (en) | Oil extraction method | |
| RU2367778C1 (en) | Method of exploiting oil-gas field | |
| RU2367782C1 (en) | Method of exploiting gas field | |
| RU83282U1 (en) | COMPLEX OF EQUIPMENT FOR GAS-CONDENSATE DEPOSIT WELL MANAGEMENT |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110521 |