СИСТЕМА И СПОСОБ ЗАКРЫТИЯ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ПОДВОДНОГО ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
SYSTEM AND METHOD FOR SHUT-OFF VALVES CLOSING OF UNDERWATER GAS FIELD

Группа изобретений относится к системе для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения, а также к способу закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения с использованием такой системы. Группа изобретений описывает алгоритм управления запорной арматурой подводно-добычных комплексов и может быть использована на морских месторождениях газодобывающей и нефтяной промышленности.
В изобретении описаны общие принципы останова подводно-добычного комплекса (ПДК) месторождения и алгоритмы управления запорной арматурой фонтанной арматуры (ФА) и сборного манифольда (СМ), контролируемые главной станцией управления (ГСУ). Представленные алгоритмы предназначены для конфигурации программного обеспечения ГСУ месторождения.
При перекрытии любого трубопровода, как в случае возникновения аварийных ситуаций, так и при штатных условиях происходит изменение параметров перекачиваемых сред. В ряде случаев такие изменения приводят к губительным последствиям, как для самой запорной арматуры, так и трубопровода в целом. К таким событиям следует отнести возникновение гидроударов, а также необходимо не допустить образование гидратов на оборудовании, различными конструктивными решениями.
Из уровня техники известна конструкция запорной арматуры, способная, в случае экстренного перекрытия потока жидкости, снижать интенсивность возникающего гидроудара (см. RU 2293240 C2, МПК F16K17/34, опубл. 10.02.2007). Такое и подобные ему решения позволяют повысить безопасность системы, в которой они используются, за счет конструктивного исполнения самой запорной арматуры.
Однако использование на подводном месторождении таких решений имеет существенный недостаток, заключающийся в необходимости установки специально спроектированной и конструктивно сложной запорной арматуры в дополнение к имеющейся на подводном месторождении. Тем самым усложняется система запорной арматуры на месторождении в целом, за счет дополнительных элементов, что приводит к повышению расхода материальных и людских ресурсов при монтаже, ремонте и эксплуатации подводного оборудования.
Так наиболее близким аналогом предлагаемого изобретения является система трубопроводной обвязки надводной фонтанной арматуры для подводной добычи углеводородов, имеющая разветвленную структуру задвижек и клапанов, используемых на различных линиях фонтанной арматуры месторождения, в том числе эксплуатационной линии и линии впрыска химических реагентов (см. RU 2740837 C1, МПК E21B 43/12, опубл. 21.01.2021). Вместе с тем, ввиду отсутствия защитных мероприятий, такая система не позволяет избежать различных негативных последствий, возникающих при остановке скважины.
В связи с этим существует потребность в создании оригинальных системы и способа ее работы, обеспечивающих перекрытие запорной арматуры, что способствует повышению надежности запорной арматуры подводного газового месторождения при его закрытии, за счет использования характеристик уже имеющегося на месторождении оборудования без применения специальных конструктивных средств.
Таким образом, решаемой в разработанной группе изобретений технической проблемой является безопасное закрытие регулирующей и запорной арматуры месторождения без применения специальных конструктивных средств (в контексте нашего изобретения систему можно считать специальным конструктивным средством с расположением конструктивных узлов и элементов в определенной последовательности, где отдельным конструктивным элементам системы приписываются новые функции).
Технический результат заключается в обеспечении безопасного закрытия регулирующей и запорной арматуры за счет исключения возникновения условий для образования гидратов на оборудовании, задействованном в аварийном останове, и гидроударов при закрытии запорной арматуры.
Согласно изобретению система для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения включает фонтанную арматуру, содержащую трубную колонну с затрубным пространством, буферной полостью, и систему трубопроводов, которые снабжены клапанами и задвижками, соединенными с блоком управления.
В заявляемой системе фонтанная арматура содержит боковой отвод, снабженный центральной задвижкой, боковой эксплуатационной задвижкой, эксплуатационным дроссельным клапаном, датчиком давления, расположенными последовательно по ходу потока, где боковой отвод, по потоку связан с трубопроводом, идущим к кустовому манифольду, снабженным задвижкой ответвления кустового манифольда; перепускную линию, связывающую боковой отвод фонтанной арматуры, буферную полость и затрубное пространство друг с другом, снабженную задвижкой перепускной линии, боковой и центральной затрубными задвижками; линии подвода моноэтиленгликоля (МЭГ) и метанола, подключенные к боковому отводу фонтанной арматуры и снабженные клапанами закачки МЭГ и метанола, соответственно; линию закачки ингибитора коррозии, снабженную клапаном закачки ингибитора коррозии. При этом линия подвода МЭГ подключена к боковому отводу между эксплуатационным дроссельным клапаном и датчиком давления, перепускная линия подключена между центральной задвижкой и боковой эксплуатационной задвижкой и сообщена с затрубным пространством через центральную затрубную задвижку, линия подвода метанола подключена между перепускной линией и центральной задвижкой, а линия закачки ингибитора коррозии подключена к трубной колонне и проходит через затрубное пространство. При этом задвижки и клапаны выполнены с возможностью перекрытия потока по сигналу от блока управления в случае отклонения величины давления в боковом отводе, измеренной датчиком давления, от заданной предельной величины, предусмотренной технологическим режимом работы оборудования при движении потока газожидкостной смеси, и содержат средство определения действительного положения задвижек и клапанов, выполненное с возможностью передачи сигнала на блок управления, а блок управления выполнен с возможностью подачи сигналов на закрытие клапанов и задвижек в следующей последовательности: эксплуатационный дроссельный клапан, боковая эксплуатационная задвижка, боковая затрубная задвижка, центральная затрубная задвижка, задвижка перепускной линии, центральная задвижка, клапан закачки МЭГ, клапан закачки метанола, клапан закачки ингибитора коррозии, задвижка ответвления кустового манифольда.
Согласно другому изобретению способ закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения включает использование вышеописанной системы.
В заявляемом способе закрытие клапанов и задвижек осуществляют при поступлении с датчика давления сигнала о превышении величины давления в боковом отводе фонтанной арматуры заданной предельной величины, предусмотренной технологическим режимом работы оборудования при движении потока газожидкостной смеси, при этом закрытие клапанов и задвижек осуществляют в следующей последовательности с обеспечением контроля их действительного положения: эксплуатационный дроссельный клапан, боковая эксплуатационная задвижка, боковая затрубная задвижка, центральная затрубная задвижка, задвижка перепускной линии, центральная задвижка, клапан закачки МЭГ, клапан закачки метанола, клапан закачки ингибитора коррозии, задвижка ответвления кустового манифольда.
В одном из конкретных предпочтительных вариантов способа, закрытие каждого последующего клапана или задвижки осуществляют не ранее чем через 2 секунды после закрытия предыдущего клапана или задвижки.
В одном из конкретных предпочтительных вариантов способа, закрытие боковой эксплуатационной задвижки, центральной задвижки, задвижки ответвления кустового манифольда осуществляют в течение 30 секунд, а закрытие боковой затрубной задвижки, центральной затрубной задвижки, задвижки перепускной линии, клапана закачки МЭГ, клапана закачки метанола, клапана закачки ингибитора коррозии осуществляют в течение 5 секунд.
Технический результат предлагаемой группы изобретений заключается в обеспечении безопасного закрытия регулирующей и запорной арматуры за счет исключения возникновения условий для образования гидратов на оборудовании, задействованном в аварийном останове, и гидроударов при закрытии запорной арматуры.
Алгоритм последовательности действий закрытия запорной арматуры останова подводного добычного комплекса месторождения направлен на безопасное, контролируемое, дистанционное закрытие регулирующей и запорной арматуры на подводной фонтанной арматуре, последующее закрытие скважинных забойных клапанов-отсекателей, а также закрытие запорной арматуры на кустовом и сборном манифольдах.
В случае нарушения последовательности расположения и соединения конструктивных узлов и элементов системы, а также алгоритма последовательности закрытия запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) появляется вероятность возникновения аварийных ситуаций. При нарушении алгоритма последовательности закрытия ЗРА возможно повышение давления в шлейфе-газопроводе на отдельных участках из-за резкого изменения скорости потока газа, что в свою очередь может привести к гидроудару с дальнейшим разрушением или неисправностью оборудования. Также при несоблюдении последовательности закрытия ЗРА возможно образование гидратов на участках локализации (отключения) непосредственно на оборудовании, задействованном в алгоритме останова при соответствующих термодинамических условиях (давление, температура, состав газа, его влагосодержание, наличие и состав солей в пластовой воде). Образование гидратов приводит к выводу из строя оборудования и к уменьшению пропускной способности шлейфа-газопровода.
Для восстановления работоспособности системы потребуются как значительные материальные ресурсы, так и продолжительное время в связи с особенностью размещения оборудования под водой.
Губительные воздействия на оборудование (трубопроводы, клапаны и запорную арматуру) можно избежать, если точно соблюдать заложенную алгоритмом последовательность выполнения команд закрытия ЗРА.
Каждое из вышеуказанных изобретений позволяет обеспечить безопасное закрытие регулирующей и запорной арматуры и тем самым повышает надежность всей системы. Безопасное закрытие арматуры достигается за счет вышеуказанного порядка перекрытия установленных определенным образом клапанов и задвижек ввиду влияния каждой из них на характеристики потока, проходящего через эксплуатационную линию запорной арматуры, такие как скорость, давление и т.п. Так обычно эксплуатируемые дроссельные клапаны способны постепенно менять свое проходное сечение и тем самым замедлять поток газа, но не рассчитаны на восприятие повышенных давлений. В тоже время иные используемые задвижки и клапаны, как правило, не обладают способностью регулирования потока в широких пределах и имеют более простую конструкцию, но способны воспринимать более высокие давления.
Наличие перепускной линии ФА также требует определенного, вышеуказанного порядка закрытия клапанов и задвижек, поскольку при перекрытии эксплуатационной линии происходит изменение режима течения газа и возможно дополнительное воздействие газа из затрубного пространства на перекрытые задвижки и клапаны.
Таким образом, использование вышеуказанных изобретений позволяет повысить надежность подводного газового оборудования на месторождении при его закрытии и исключить возникновение условий, как для образования гидроударов при закрытии запорной арматуры, так и для образования гидратов на оборудовании, которые могут образовываться в случае резких изменений параметров (например, давление и температура) газожидкостной смеси через проточные части конструкции задвижек и клапанов в случае их одновременного закрытия.
Группа изобретений поясняется фигурой. На фиг.1 показано схематичное расположение элементов оборудования заявляемой системы.
Позициями и условными обозначениями на фиг.1 обозначены (в скобках указаны другие возможные варианты названий указанных элементов):
1 - центральная задвижка (главная, или коренная задвижка эксплуатационной линии фонтанной арматуры);
2 - боковая эксплуатационная задвижка (вторичная задвижка эксплуатационной линии фонтанной арматуры, или рабочая задвижка фонтанной арматуры);
3 - эксплуатационный дроссельный клапан (дроссельная задвижка, или штуцерная задвижка);
4 - задвижка ответвления кустового манифольда;
5 - задвижка перепускной линии (переходный клапан);
6 - боковая затрубная задвижка (затрубный стравливающий клапан, задвижка стравливания затрубного пространства, или боковая затрубная стравливающая задвижка);
7 - центральная затрубная задвижка (главная задвижка канала затрубного пространства, или центральный затрубный клапан);
8 - клапан закачки ингибитора коррозии;
9 - клапан закачки метанола;
10 - клапан закачки МЭГ;
11 - затрубная вентиляционная задвижка;
Р - датчик давления;
Т - датчик температуры;
КМ - кустовой манифольд;
ФА - фонтанная арматура.
Система для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения включает подводную фонтанную арматуру скважины. Продукция каждой скважины под действием пластового давления направляется по НКТ и поступает в подводную фонтанную арматуру. Продукция скважинной газожидкостной смеси с фонтанных арматур скважин поступает в кустовые манифольды через соединительные секции. Далее газожидкостная смесь от кустовых манифольдов подается к сборному манифольду. Последующая транспортировка скважинной продукции от сборного манифольда до береговой установки подготовки газа осуществляется по газосборным коллекторам. Для снижения гидратообразования на оборудовании при транспортировании пластовой продукции предусматривается подача МЭГ в каждую скважину. С береговой площадки управления морского технологического комплекса осуществляется подача МЭГа, ингибитора коррозии, метанола, а также осуществляется контроль и управление подводным оборудованием. Кустовые манифольды подключаются к фонтанным арматурам с помощью гидравлических и электрических перемычек, через которые осуществляется подача МЭГ, ингибитора коррозии, метанола, контроль и управление фонтанной арматурой.
Транспорт пластовой продукции со скважин до сборного манифольда осуществляется по трубопроводам-шлейфам (например, с наружным диаметром 219,1 мм). Трубопроводы-шлейфы на всем протяжении укладываются на морское дно.
В целях предотвращения внутренней коррозии стальных трубопроводов и оборудования морского технологического комплекса, обусловленной содержанием в добываемой пластовой продукции двуокиси углерода, предусматривается подача ингибитора коррозии в ствол каждой эксплуатационной скважины. В фонтанной арматуре через внутрискважинное отверстие подвески НКТ химреагенты (ингибитор коррозии) подаются в район забойного клапана-отсекателя для получения защитной пленки по всей внутренней поверхности трубопроводов.
Для снижения гидратообразования пластовой смеси в период нормальной эксплуатации на устья скважин подается водный раствор моноэтиленгликоля (МЭГ). Массовая доля МЭГ может составлять 80%, воды - 20%. На случай ввода новых скважин и аварийных режимов работы газосборной сети, в качестве ингибитора гидратообразования предусматривается применение водного раствора метанола. Массовая доля метанола может составлять 90%, воды - 10%.
Подводная фонтанная арматура содержит трубную колонну с затрубным пространством, буферной полостью, и систему трубопроводов, которые снабжены клапанами и задвижками, соединенными с блоком управления. Фонтанная арматура предназначена для герметизации кольцевого (затрубного) пространства между эксплуатационной колонной и НКТ и направления газожидкостной смеси в боковой отвод (выкидную, или эксплуатационную, линию). Подводная фонтанная арматура представляет собой блочно-модульную сборку, включающую в свой состав: блоки с запорной арматурой, соединитель с колонной головкой, подвеской НКТ, штуцерный модуль, модуль подачи химреагентов, модуль контроля нижнего закачивания и модуль управления (подводный модуль управления, датчики и приборы КИП).
Основная функция подводной фонтанной арматуры герметизация межтрубного пространства и подвески НКТ, проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Отводы на подводной фонтанной арматуре позволяют закачивать в затрубное пространство дизельное топливо (тампонирующий материал), ингибиторы коррозии и гидратообразования, измерять затрубное давление, отбирать газ из затрубного пространства. На верхний фланец колонной обвязки устанавливают подводную фонтанную арматуру. Подводная фонтанная арматура служит для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования и контроля технологического режима работы. Подводная фонтанная арматура состоит из вертикального ствола и боковых отводов. Ствол заканчивается буферной полостью с задвижкой (например, задвижкой 11 на фиг.1) и манометром. Выбор подводной фонтанной арматуры и ее компоновка зависят от условий эксплуатации скважины и ее технологического режима работы. Режим работы скважин регулируется с помощью дроссельного клапана.
На фиг.1 представлена схема расположения элементов подводной фонтанной арматуры. Подводная фонтанная арматура содержит боковой отвод - эксплуатационную линию, способную передавать поток скважинной газожидкостной смеси до кустового манифольда. Боковой отвод снабжен центральной задвижкой 1, боковой эксплуатационной задвижкой 2, эксплуатационным дроссельным клапаном 3, датчиком давления Р, расположенными последовательно по ходу потока скважинной газожидкостной смеси. Боковой отвод по потоку связан с трубопроводом, идущим к кустовому манифольду, снабженным задвижкой ответвления кустового манифольда 4.
Фонтанная арматура содержит также перепускную линию, связывающую боковой отвод фонтанной арматуры, буферную полость и затрубное пространство друг с другом. Перепускная линия снабжена задвижкой перепускной линии 5, боковой 6 и центральной 7 затрубными задвижками, затрубной вентиляционной задвижкой 11, выполняющей функции буферной задвижки. Задвижка 11 находится в нормально закрытом состоянии при эксплуатации скважины; данная задвижка задействуется (открывается) только для выполнения работ в период проведения ремонта на скважине.
Фонтанная арматура содержит также линии подвода моноэтиленгликоля (МЭГ) и метанола, подключенные к боковому отводу фонтанной арматуры и снабженные клапанами закачки МЭГ 10 и метанола 9, соответственно. Фонтанная арматура содержит также линию закачки ингибитора коррозии, снабженную клапаном закачки ингибитора коррозии 8.
Линия подвода МЭГ подключена к боковому отводу между эксплуатационным дроссельным клапаном 3 и датчиком давления Р. Перепускная линия подключена между центральной задвижкой 1 и боковой эксплуатационной задвижкой 2 и сообщена с затрубным пространством через центральную затрубную задвижку 7. Линия подвода метанола подключена между перепускной линией и центральной задвижкой 1. Линия закачки ингибитора коррозии подключена к трубной колонне и проходит через затрубное пространство.
Вышеперечисленные задвижки и клапаны выполнены с возможностью перекрытия потока по сигналу от блока управления в случае отклонения величины давления в боковом отводе, измеренной датчиком давления, от заданной предельной величины, предусмотренной технологическим режимом работы оборудования при движении потока газожидкостной смеси.
Каждая из вышеперечисленных задвижек и клапанов содержат средство определения действительного положения задвижек и клапанов, выполненное с возможностью передачи сигнала на блок управления.
Систему для закрытия запорной арматуры подводного газового месторождения используют так, что закрытие клапанов и задвижек осуществляют при поступлении с датчика давления сигнала о превышении величины давления в боковой линии фонтанной арматуры заданной предельной величины. При этом блок управления выполнен с возможностью подачи сигналов на закрытие клапанов и задвижек, которую осуществляют в следующей последовательности с обеспечением контроля их действительного положения: эксплуатационный дроссельный клапан 3, боковая эксплуатационная задвижка 2, боковая затрубная задвижка 6, центральная затрубная задвижка 7, задвижка перепускной линии 5, центральная задвижка 1, клапан закачки МЭГ 10, клапан закачки метанола 9, клапан закачки ингибитора коррозии 8, задвижка ответвления кустового манифольда 4.
Закрытие каждого последующего клапана или задвижки осуществляют с временным интервалом после закрытия предыдущего клапана или задвижки, например, через 2 секунды. В качестве одного из предпочтительных примеров, закрытие боковой эксплуатационной задвижки 2, центральной задвижки 1, задвижки ответвления кустового манифольда 4осуществляют в течение 30 секунд, а закрытие боковой затрубной задвижки 6, центральной затрубной задвижки 7, задвижки перепускной линии 5, клапана закачки МЭГ 10,клапана закачки метанола 9, клапана закачки ингибитора коррозии 8 осуществляют в течение 5 секунд. Далее в зависимости от ситуации осуществляют последующие действия для закрытия запорной арматурой подводного газового месторождения: закрытие скважинных забойных клапанов-отсекателей, а также закрытие запорной арматуры на кустовом и сборном манифольдах.
Представленная последовательность подачи сигналов предназначена для конфигурации программного обеспечения главной станции управления (ГСУ).
Последовательность операций c запорной арматурой определена алгоритмом останова. Пример матрицы последовательности закрытия запорной арматуры приведен в таблице 1.
Для аварийных и технологических (экстренных) остановов, контролируемых ГСУ, предусмотрен последовательный алгоритм управления запорной арматурой ПДК с расчетом по времени с целью обеспечения максимально быстрого и безопасного закрытия скважин и останова производственных объектов ПДК.
Таблица 1Временные интервалы и последовательность выполнения операций с запорной арматурой фонтанной арматуры
Приоритет
Операция
Задержка действия по времени, сек
Общее время, сек
Т0
Отключение эксплуатационного дроссельного клапана 3
0
0
Т1
Закрытие боковой эксплуатационной задвижки 2 линии фонтанной арматуры
30
30
Т2
Закрытие боковой затрубной задвижки 6 стравливания затрубного пространства
5
35
Т3
Закрытие центральной затрубной задвижки 7
5
40
Т4
Закрытие задвижки 5 перепускной линии
5
45
Т5
Закрытие центральная задвижка 1 фонтанной арматуры(главной задвижки эксплуатационной линии фонтанной арматуры)
30
75
Т6
Закрытие клапана закачки МЭГ 10 на линии подачи МЭГ
5
80
Т7
Закрытие клапана закачки метанола 9 на линии подачи метанола
5
85
Т8
Закрытие клапана закачки ингибитора коррозии 8 на линии подачи ингибитора коррозии (химических реагентов)
5
90
Т9
Закрытие задвижки ответвления кустового манифольда 4
30
120
Принятый алгоритм последовательности закрытия ЗРА исключает возникновение процессов эффекта Джоуля-Томсона с возможностью образования гидратов на технологическом оборудовании. При нормальной работе скважины поток газа прогревается равномерно по всему сечению трубы. Окружающая температура стенки газопровода около - 2°С (температура воды), температура газа на участке трубы примерно 90-95°С - это температура выхода из эксплуатационного дроссельного клапана 3 (эксплуатационной штуцерной задвижки). Газожидкостная смесь при движении по трубе охлаждается за счет процесса теплообмена со стенкой, которая омывается окружающей морской водой. В результате охлаждения температура на поверхности стенки составит около 72-75°С. Таким образом, в случае нарушения порядка закрытия ЗРА произойдет увеличение скорости потока газожидкостной смеси, что в свою очередь приведет к изменению температуры и давления газожидкостной смеси в цепочке газосборной системы при стационарном адиабатическом дросселировании. Изменение вышеперечисленных параметров может привести к образованию в газосборной системе гидратов. При соблюдении заданного алгоритма отключения газосборная система не будет претерпевать резких перепадов истечения газожидкостной смеси, через проточные части конструкции дросселей, перемычек и ЗРА. Таким образом, реализуется возможность по исключению условий образования гидратов, соблюдая последовательный предложенный алгоритм отключения ЗРА.
Длительность (продолжительность) таймеров автоматического закрытия ЗРА, задействованных в алгоритме, прописаны в логике ГСУ. Время закрытия ЗРА получено расчетным путем и определяется гидравлическими расчетами из условий эксплуатации месторождения.
Временные интервалы, прописанные в логике главного блока управления (MCS) и каждый шаг алгоритма должны выполняться в соответствии с указанным рассчитанным интервалом времени и не влиять на статус выполнения предшествующих операций с запорной арматурой, задействованной в алгоритме. Задвижки обеспечивают работоспособность системы при максимальных перепадах давления при открытии или закрытии с учетом их конструктивных особенностей и обеспечивают безопасный технологический процесс. После каждого выполняемого действия выдерживается пауза продолжительностью около 2-3 секунд для контроля реализации (выполнения) команды. При этом учитывается оборудование и рассматривается технологическая цепочка от скважины до установки комплексной подготовки газа. Время открытия или закрытия ЗРА зависит от следующих параметров: состава добываемого флюида, протяженности газопроводов и смонтированного оборудования.
Время закрытия задвижек может выбираться прямо пропорционально длине трубопровода. При отклонении интервала времени закрытия ЗРА от расчетного возможно возникновение гидравлического удара, вследствие чего может произойти повреждение труб. Наличие временного интервала для закрытия ЗРА не допускает ее быстрое закрытие, тем самым предотвращая возникновение больших скоростей потока газожидкостной смеси, которые способствуют возникновению гидравлического удара и, в том числе, могут приводить к разрушению труб.
Рассмотрим в качестве примера ситуацию: «Предельно высокое давление в эксплуатационной линии фонтанной арматуры после дросселя», при которой должен быть инициирован алгоритм последовательного закрытия ЗРА фонтанной арматуры.
Рост давления в эксплуатационной линии после дросселя ФА свидетельствует о возможной блокировке (закупорке) газосборного трубопровода, вследствие возможного образования гидратов в трубопроводе или неисправности ЗРА. Событие, по которому активируется останов - показание датчика давления Р (установленного по ходу потока в боковом отводе после эксплуатационного дроссельного клапана 3), превышающее аварийное предельно высокое значение давления. Получив аварийный сигнал от указанного датчика давления, превышающий аварийное предельно высокое значение давления на ФА после эксплуатационного дроссельного клапана 3 от SCM (подводного модуля управления), команда поступает на MCS (главный блок управления). Последовательность останова технологического процесса инициирована АСУ ТП ПДК (автоматизированной системы управления технологическим процессом подводным добычным комплексом), посредством активации команды останова на технологической мнемосхеме рабочего экрана АРМ оператора. Далее запускается алгоритм на последовательное выполнение команды на закрытие ЗРА для возникшей ситуации, а именно запускается таймер закрытия запорной арматуры на соответствующей ФА.
Для индикации начала и завершения процесса останова из MCS в SCM должны быть отправлены сигналы по интерфейсной связи.
После получения команды по предельно высокому давлению в эксплуатационной линии ФА после дросселя выполняется алгоритм на последовательное закрытие ЗРА (выполнение последовательности, заложенной алгоритмом таймера Т1-Т9). Последовательность выполнения команды начинается с закрытия эксплуатационного дроссельного клапана 3 (эксплуатационная штуцерная задвижка) с начальным временным таймером Т0. До реализации последующих этапов алгоритма клапан 3 на фонтанной арматуре должен быть в закрытом состоянии.
После получения сигнала, что команда на закрытие эксплуатационного дроссельного клапана 3 выполнена, подается команда на закрытие боковой эксплуатационной задвижки 2 с временным таймером Т1 и продолжительностью на закрытие 30 секунд. Реализация выполнения каждого этапа алгоритма на фонтанной арматуре - это переключение ЗРА в закрытое состояние. Далее по выбранному сценарию продолжается выполнение следующих действий с приведенными в качестве примера временными интервалами:
- закрытие боковой затрубной задвижки 6 с временным таймером Т2 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;
-  закрытие центральной затрубной задвижки 7 с временным таймером Т3 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;
- закрытие задвижка перепускной линии 5 (переходной клапан) с временным таймером Т4 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;
- закрытие центральной задвижки 1 с временным таймером Т5 и продолжительностью на закрытие 30 секунд;
- закрытие клапана закачки МЭГ 10 с временным таймером Т6 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;
- закрытие клапана закачки метанола 9 с временным таймером Т7 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;
- закрытие клапана закачки ингибитора коррозии 8 с временным таймером Т8 и продолжительностью на закрытие 5 секунд;
- закрытие задвижки ответвления кустового манифольда 4 на соответствующем кустовом манифольде (КМ) с временным таймером Т9 и продолжительностью на закрытие 30 секунд.
Последовательность выполнения действий закрытия ЗРА на ФА и КМ позволит избежать блокировку газосборной системы (ГСС), которая в свою очередь может привести к остановке установки комплексной подготовки газа (УКПГ).
Сведения о положении запорной арматуры по окончании останова передаются подводным модулем управления в MCS и далее передаются на пульт оператора.
Продукция каждой скважины под действием пластового давления направляется по НКТ и поступает в подводную фонтанную арматуру. Выбранная последовательность закрытия запорной арматуры на фонтанной арматуре состоит в том, чтобы безаварийно и без участия человека, в случае непредвиденной ситуации, перекрыть поток газожидкостной смеси из скважины в эксплуатационную линию газопровода, тем самым обеспечить возможность предотвращения разрушения оборудования, избежать экологической катастрофы и предотвратить развитие аварийной ситуации.
Выбранный алгоритм последовательности действия закрытия ЗРА позволит избежать условий для образования гидратов и гидроударов. При соблюдении последовательности закрытия ЗРА отсутствует разрыв потока течения газожидкостной смеси от скважины и далее по направлению движения газожидкостной смеси, также не происходит резкое снижение давления и температуры до и после ЗРА, это благоприятно скажется на эксплуатации оборудования.
В случае нарушения заданного алгоритма закрытия ЗРА в проточных каналах изменяются термодинамические параметры газожидкостной смеси (давление, температура, плотность, коэффициент кинематической вязкости), которые приводят к фазовым переходам в среде. Изменение термодинамических условий приведет к непредсказуемым последствиям на оборудовании (разрушение, заклинивание и т.д.).
При реализации предложенной последовательности сначала осуществляют закрытие эксплуатационного дроссельного клапана 3. Выбор эксплуатационного дроссельного клапана 3 в виде первоначального элемента для перекрытия скважинной продукции обусловлен тем, что дроссельный клапан по своей конструкции является регулируемой запорной арматурой и ввиду конструктивных особенностей его перекрытие в первую очередь позволит снизить вероятность возникновения гидроудара скважинной продукции по сравнению с перекрытием какой-либо иной задвижки или клапана фонтанной арматуры, которые являются нерегулируемыми.
Конструкция дроссельного клапана, как правило, представляет собой высокопрочный цельный угловой дроссельный корпус с входным и выходным патрубком. В него входит привод, состоящий из высокой целостной храповой и лапчатой конструкции для движения внутри корпуса, а импульсные/ступенчатые гидравлические цилиндры обеспечивают равномерность движущей силы привода вдоль корпуса дросселя. Шток клапана фиксируется в верхнем или нижнем положении при управлении гидравлическом или механическим воздействием при операциях, связанных с открытием/закрытием клапана. Движение привода перекрывает боковые отверстия дросселя плавно по всей площади поверхности. Скорость перемещения штока клапана при закрытии, как правило, меньше скорости потока газожидкостной среды. Поэтому поток газожидкостной среды замедляется и процесс перекрытия потока газожидкостной среды снижает интенсивность вероятного возникновения гидравлического удара. Особенность дроссельного клапана, заключающаяся в возможности регулирования потока, выполняет необходимую функцию равномерного регулирования потока газа без условий создания кавитации и связанных с ней проблем эрозии, вибрации и шума. Закрытие эксплуатационного дроссельного клапана 3 в первую очередь позволит снизить вероятность возникновения условий образования гидроудара на оборудовании ФА при движении скважинной продукции по эксплуатационной линии в сравнении с закрытием другой из установленных задвижек или клапанов, расположенных на фонтанной арматуре, которые в свою очередь не являются регулируемыми.
После начала закрытия эксплуатационным дроссельным клапаном 3 потока газожидкостной смеси от скважины возникают повышенные нагрузки (нехарактерные для эксплуатационных режимов работы дроссельного клапана) на его конструктивные элементы из-за резкого перепада давления до и после клапана, вызванные скважинной газожидкостной смесью. Для того чтобы снизить воздействие такого повышенного давления на дроссельный клапан, осуществляют поочередное закрытие вначале боковой эксплуатационной задвижки 2, расположенной перед эксплуатационным дроссельным клапаном 3 по потоку газожидкостной смеси от скважины до кустового манифольда. Расположение боковой эксплуатационной задвижки 2, между эксплуатационным дроссельным клапаном 3 и центральной задвижкой 1 и ее закрытие после закрытия эксплуатационного дроссельного клапана 3 значительно снижает силовое воздействие потока рабочей среды на дроссельный клапан 3 при ее закрытии. Конструктивное исполнение боковой эксплуатационной задвижки 2 (шиберная задвижка с гидравлическим линейным приводом) представляет собой отказоустойчивую конструкцию с гидравлическим приводом с пружинным приводом и болтовой конструкцией. Пружинная камера при закрытии отводится в нижнее положение и приводит в движение шток клапана в нижнее положение, перекрывая поток газожидкостной смеси в процессе его перемещения по цилиндру клапана. При закрытии задвижки 2 происходит постепенное выравнивание гидростатического давления потока газожидкостной смеси до и после задвижки 2. Основная силовая система, как правило, включает в себя стационарную конструкцию поршня, представляющую собой динамический цилиндр с карбидным покрытием уплотнительных элементов, что позволяет без резких поступательных движений перекрыть поток газа от скважины. Перекрывая поток газа от фонтанной арматуры, снижается давление перед эксплуатационным дроссельным клапаном (штуцерная задвижка), вследствие чего снижается как вероятность возникновения гидроудара, так и вероятность выхода из строя дроссельного клапана.
Для предотвращения дополнительного воздействия давления в затрубном пространстве скважины на эксплуатационную линию и боковую эксплуатационную задвижку 2 закрываются такие ЗРА как: боковая затрубная задвижка 6, центральная затрубная задвижка 7, задвижка перепускной линии 5, при этом также может дополнительно контролироваться нормальное закрытое положение затрубной вентиляционной задвижки 11.
После закрытия всех вышеперечисленных задвижек и клапанов закрываем центральную задвижку 1 эксплуатационной линии фонтанной арматуры, которая работает по такому же принципу, как и боковая эксплуатационная задвижка 2. Центральная задвижка 1 перекрывает основной поток газожидкостной смеси высокого давления от скважины в эксплуатационную линию и препятствует возможности попадания газа после себя на боковую эксплуатационную задвижку 2. А также исключает попадание высокого давления газа от скважины в эксплуатационную линию фонтанной арматуры. В целях исключения возможного дополнительного противодавления в эксплуатационную линию закрываются клапана закачки МЭГ 10, закачки метанола 9 и ингибитора коррозии 8.
Выполнение заложенной автоматикой алгоритма последовательности и соблюдение закладываемых расчетных временных интервалов закрытия запорной арматуры позволит избежать аварийных ситуаций на оборудовании фонтанной арматуры при ее закрытии.
Как следствие, именно такое вышеприведенное расположение клапанов и задвижек в фонтанной арматуре и именно такая вышеприведенная последовательность подачи сигналов на закрытие указанных клапанов и задвижек необходима для эффективного исключения, как образования гидратов, так и гидроударов.
Таким образом, предложенная группа изобретений обеспечивает безопасное закрытие регулирующей и запорной арматуры за счет исключения возникновения условий для образования гидратов на оборудовании, задействованном в аварийном останове, и гидроударов при закрытии запорной арматуры.