Защита устьевого трубопровода и испытательная система с автоматическим регулятором скорости внутрискважинного электрического погружного насоса и предохранительным отсечным клапаном

ЗАЩИТА УСТЬЕВОГО ТРУБОПРОВОДА И ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА С АВТОМАТИЧЕСКИМ РЕГУЛЯТОРОМ СКОРОСТИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОГРУЖНОГО НАСОСА И ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫМ ОТСЕЧНЫМ КЛАПАНОМ(71)(73) Заявитель и патентовладелец: САУДИ АРЕЙБИЕН ОЙЛ КОМПАНИ Для выполнения полного функционального контроля всей системы устьевых трубопроводов автоматический регулятор регулируемого электропривода внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) работает при взаимодействии с логическим решающим устройством системы защиты, специальными датчиками давления и поверхностным предохранительным отсечным клапаном, т.е. предохранительным отсечным клапаном (SSV). Способ включает этап использования множества датчиков давления для контроля давления в устьевом трубопроводе при нормальном режиме работы и во время контроля полного хода предохранительного отсечного клапана (SSV), также включает этап регулировки скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) во время контроля для поддержания давления в трубопроводе в пределах заданного безопасного диапазона. В указанной системе защиты устьевого трубопровода и способе ее осуществления используется автоматический регулятор скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) и логическое решающее устройство системы защиты(SLS), обеспечивающие гарантию, что не достигнуты опасные уровни давления, и предусматривается полный функциональный контроль за безопасностью системы оборудования устья скважины. Использование автоматического регулятора скорости привода внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) позволяет провести функциональный контроль и устранить избыточное давление в защищенном устьевом трубопроводе ниже по потоку. 015299 Область техники Настоящее изобретение относится к системе защиты устьевых трубопроводов, находящихся под давлением, которое создается внутрискважинным электрическим погружным насосом (ESP), обеспечивающей защиту ниже по потоку транспортирующих трубопроводов и распределительных трубопроводов низкого давления и также обеспечивающей полностью автоматизированную аварийную защиту и контроль отказа. Известный уровень техники Система аварийной защиты с высоким уровнем интеграции (HIPS) для оборудования устья скважины, обеспечивающая защиту устьевых трубопроводов от аномально высокого давления, должна закрывать расположенный ниже по потоку блокировочный клапан. Источником давления может быть давление, создаваемое в нефтеносной геологической формации. Это давление известно как статическое давление при закрытом устье скважины и основано на геологических параметрах, при этом указанное давление является постоянным и не может регулироваться, т.е. не может быть выключено в обычном смысле этого термина. Имеется необходимость в большом количестве автоматизированных блокировочных клапанов, которые устанавливают последовательно ниже по потоку от источника давления в устье скважины для того, чтобы в случае, если один клапан дает течь или не в состоянии закрыться, другой клапан выполнит необходимую операцию. Хотя поверхностные предохранительные отсечные клапаны (SSV), обычно используемые в этих областях применения, чрезвычайно надежны, при конструировании систем безопасности предусматривается худший вариант развития событий. В области контрольно-измерительных приборов и аппаратуры системы безопасности известна конструкция, которая снабжена аппаратными средствами, обладающими отказоустойчивостью. В способе контроля предохранительного отсечного клапана (SSV) на герметичную отсечку клапаны должны не только закрываться, но фактически должны обеспечить положительную отсечку относительно постоянного давления в устье скважины, т.е. не должна происходить какая-либо утечка. Для контроля на герметичную отсечку требуются два набора клапанов, и система включает разгрузочный клапан между двумя наборами аварийных клапанов и множество промежуточных передающих датчиков давления. В предпочтительной схеме размещения устройства и системы защиты все функциональные компоненты находятся во взаимодействии с логическим решающим устройством системы защиты (SLS) и контролируются им. Сигналы управления и информационные сигналы могут передаваться по проводам или по беспроводной связи. Были приняты системы электрических погружных насосов и соответствующие технологии для улучшения добычи нефти/газа, когда добыча из месторождения снижалась в связи с условиями, существующими в большинстве месторождений. Внутрискважинные электрические погружные насосы (ESP) используются для подъема нефти и газа на поверхность, где нефть и газ поступает в систему устьевых трубопроводов для транспортировки и распределения. В устье скважины контролируются давление в трубопроводе, расход и многочисленные другие параметры, чтобы обеспечить, помимо всего прочего,безопасную работу трубопровода и системы распределения ниже по потоку устья скважины. Для обеспечения обычной механической безопасности в непосредственной близости от устья скважины могут использоваться толстостенные трубы высокого давления, способные выдерживать высокое давление, которое может создаваться внутрискважинным электрическим погружным насосом. С целью экономии трубопровод ниже по потоку от устья скважины изготавливают из труб, предназначенных для более низкого рабочего давления. Относительно более тонкостенные трубы используются в системе устьевого трубопровода. При использовании нового автоматического регулятора внутрискважинного электрического погружного насоса возникает проблема, состоящая в том, что, хотя обеспечивается необходимое повышение давления для поддержания течения нефти, при закрытии промежуточного блокировочного клапана в длинной сети устьевого трубопровода и магистрального трубопровода между морской эксплуатационной платформой и береговой нефтегазовой сепарационной установкой (GOSP) возникает давление в сети трубопроводов, в результате давления нагнетания насоса при полной блокировке, которое намного превышает нормальное рабочее давление в трубопроводе. Устьевые трубопроводы, эксплуатируемые в нормальном режиме, не являются трубопроводами высокого давления, способными выдерживать давление электрического погружного насоса (ESP) при полной блокировке. Эксплуатация внутрискважинных насосов при нагнетании давления в условиях блокировки не является нормальной практикой и при проектировании соответствующих систем безопасности рассматривается как худший сценарий. Внутрискважинные электрические погружные насосы (ESP) являются электроприводными, и регулирование насоса, являющегося потенциальным источником опасного давления,является электрическим. Для обеспечения максимально безопасной работы были разработаны так называемые системы аварийной защиты с высоким уровнем интеграции, или HIPS, предназначенные для различных применений. Согласно традиционной практике проектирования с учетом требований безопасности в соответствии с известным уровнем техники предлагались устьевые трубопроводы, транспортирующие произведенную нефть/газ от устья скважин, имеющие достаточную толщину стенки, чтобы выдерживать давление на-1 015299 гнетания насоса в условиях полной блокировки при теоретически наихудших условиях. Однако с введением электрических погружных насосов, которые могут создавать очень высокое давление на устье закрытой скважины, составляющее более 3000 фунтов/кв.дюйм, эта технология на практике оказалась нецелесообразной. Была принята технология, при которой непрерывно контролируется давление ниже по потоку устьевого трубопровода и электропитание внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) прерывается прежде, чем давление в устьевом трубопроводе достигает опасного уровня. Согласно известному уровню техники предложены приповерхностные предохранительные клапаны(SSSV) для закрытия скважины и предложен способ контроля клапанов этого типа для обеспечения должного функционирования системы закрытия скважины, как описано, например, в патенте США 4771633. Были описаны другие системы, позволяющие электрическому погружному насосу продолжать работу в режиме рециркуляции в случае аварийной ситуации, требующей закрытия скважины. Такие системы описаны в заменяющем патенте США 32343 и патенте США 4354554. Также известны системы, используемые при проведении контроля аварийного закрытия скважины при помощи предохранительных отсечных клапанов. Например, в патенте США 7079021 описывается автоматический регулятор устройства аварийного закрытия скважины и датчики для снабжения данными автоматического регулятора, причем автоматический регулятор имеет процессор с запоминающим устройством и вспомогательный вход, при этом в памяти хранится порядок контроля аварийного закрытия скважины, и вспомогательный вход приспособлен для получения бинарного сигнала и данных, передаваемых датчиком. В памяти хранятся подпрограммы, которые приспособлены выполняться процессором для проведения контроля аварийного закрытия скважины в ответ на получение бинарного сигнала на вспомогательном входе и регистрации в памяти данных, передаваемых датчиком, при выполнении контроля аварийного закрытия скважины. При проведении технологических операций с нефтью/газом, в которых используются электрические погружные насосы, устьевой трубопровод желательно снабдить системой защиты, способной обеспечивать проведение полностью автоматизированного проверочного контроля и самодиагностики без необходимости закрытия скважины для проведения контроля. Поэтому задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы предложить систему управления оборудованием устья скважины и способ непрерывного автоматического контроля для выявления возможных неисправностей в устьевом трубопроводе под давлением, создаваемым электрическим погружным насосом (ESP), который продолжает работать. Дополнительная задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы предложить надежную автоматизированную систему контроля и систему отключения с целью замены оборудованной измерительной аппаратурой системы защиты устьевого трубопровода, применяемой согласно известному уровню техники, которая требовала использования значительных трудовых ресурсов и основывалась на сложном проверочном контроле, выполняемом вручную. Другая задача изобретения состоит в том, чтобы предложить процедуру контроля за безопасностью скважинного оборудования, имеющую электрический погружной насос (ESP), которую можно выполнять без прерывания добычи выключением электрического погружного насоса (ESP). Еще одна задача настоящего изобретения состоит в том, чтобы устранить зависимость от ручного человеческого вмешательства при проверочном контроле системы и предложить систему и способ автоматизированного функционального контроля и диагностики. Раскрытие изобретения Вышеупомянутые задачи и другие преимущества достигнуты при применении способа и системы согласно настоящему изобретению, при этом автоматический регулятор регулируемого электропривода внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) функционирует во взаимодействии с логическим решающим устройством системы безопасности и поверхностным предохранительным отсечным клапаном, т.е. предохранительным отсечным клапаном (SSV), для выполнения полного функционального контроля всей системы устьевых трубопроводов. В предпочтительном варианте осуществления изобретения автоматический регулятор скорости электрического погружного насоса (ESP) является электронным устройством. Способ включает использование множества передающих датчиков давления для контроля давления в устьевом трубопроводе при нормальном режиме работы и при полном шаговом контроле предохранительного отсечного клапана и регулировку скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) во время контроля для поддержания давления в трубопроводе в заданных пределах безопасного давления. Применение указанной системы защиты устьевого трубопровода и способа, при котором используется автоматический регулятор скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) и предохранительный отсечной клапан (SSV) обеспечивает гарантию, что не достигнуты опасные уровни давления, и предусматривается полный функциональный контроль безопасности системы оборудования устья скважины. Для проведения функционального контроля и исключения избыточного давления в защищенном устьевом трубопроводе ниже по потоку используется автоматический регулятор скорости привода электрического погружного насоса (ESP).-2 015299 Система и способ согласно настоящему изобретению образуют полностью самотестируемую систему аварийной защиты с высоким уровнем интеграции для защиты устьевых трубопроводов с электрическим погружным насосом (ESP) при использовании резервных датчиков, логического решающего устройства системы защиты и разнообразных исполнительных элементов. Исполнительные элементы включают предохранительный отсечной клапан (SSV) и автоматический регулятор скорости электрического погружного насоса (ESP). Используется совершенно другая технология защиты от аномально высокого давления устьевого трубопровода, который не рассчитан на высокое давление. В одном предпочтительном аспекте изобретения данные обратной связи о положении клапана также собираются и обрабатываются логическим решающим устройством системы защиты. Поступающие данные о положении клапана (SSV), переданные логическому решающему устройству системы защиты,позволяют верифицировать способность предохранительного отсечного клапана (SSV) отвечать на командный сигнал. В соответствии со стандартом промышленной безопасности требуется контроль клапана на работоспособность, однако способы выполнения необходимого контроля и верификации не определены. В предпочтительном варианте осуществления изобретения каждый предохранительный отсечной клапан (SSV) включает отказоустойчивый исполнительный механизм с положительным пружинным возвратом. Клапаны могут приводиться в действие электрически или гидравлически. В контексте настоящего изобретения исполнительные элементы включают автоматический регулятор регулируемого электропривода электрического погружного насоса (ESP) и поверхностный предохранительный отсечной клапан, т.е. предохранительный отсечной клапан (SSV). Основные этапы включают: (1) закрытие предохранительного отсечного клапана (SSV); (2) постепенное снижение скорости электрического погружного насоса (ESP) при использовании автоматического регулятора скорости(VSC); (3) открытие предохранительного отсечного клапана (SSV) и (4) постепенное снижение скорости электрического погружного насоса (ESP) до нормальной рабочей скорости. Во время контроля исполнительных элементов технологические датчики передают логическому решающему устройству системы защиты данные о давлении в устьевом трубопроводе. В системе согласно настоящему изобретению рабочие характеристики насоса, например эффективность, пропускная способность и т.п., не измеряются. В общем, они являются реакцией насоса на запрограммированные сигналы, переданные от логического решающего устройства системы защиты, которые характеризуют состояние системы аварийной защиты. Давление в устьевом трубопроводе измеряется передающими датчиками критического безопасного давления и их соответствующие сигналы передаются логическому решающему устройству системы защиты, чтобы определить отвечает ли насос в приемлемых пределах на командные сигналы от логического решающего устройства системы защиты. В настоящем изобретении используется единственный поверхностный предохранительный отсечной клапан, закрытый при эксплуатации насоса, и контролируется увеличение давления в трубопроводе вперед по ходу закрытого клапана, чтобы верифицировать надлежащую установку клапана и положение клапана. При все еще закрытом клапане снижают скорость насоса до тех пор, пока данные о снижении давления не свидетельствуют о том, что автоматический регулятор скорости насоса отвечает на команды логического решающего устройства системы защиты. В конечном счете, поверхностный предохранительный отсечной клапан открывают и постепенно повышают скорость насоса до нормальной скорости. Проверяются все элементы, входящие в состав приборной системы обеспечения безопасности (SIS),включая датчики давления на стороне входа, логическое решающее устройство системы защиты и разнообразные выводные устройства, а именно единственный поверхностный предохранительный отсечной клапан и автоматический регулятор скорости электрического погружного насоса. В предпочтительном варианте осуществления изобретения три передающих датчика давления контролируют участки устьевого трубопровода для высокого и низкого давления и посредством логического решающего устройства системы защиты утверждается протокол два из трех. При использовании этой системы повреждение одного из датчиков давления или отказ обнаружения внутренней неисправности повлечет за собой сигнал от этого неисправного датчика, и процесс будет продолжаться при защите системы двумя оставшимися датчиками. Логическое решающее устройство системы защиты также запрограммировано, чтобы выявить дефект или отказ единственного датчика и оповестить об опасности обслуживающий персонал, например, посредством звукового и/или визуального сигнала тревоги, текстового сообщения оперативному персоналу или выполнять другие известные процедуры обеспечения аварийной защиты. На весь период времени, когда один датчик находится в известном режиме отказа, система переводится на работу по утвержденному протоколу один из двух. Датчики давления и логическое решающее устройство системы защиты, сертифицированные службой TUV, имеются в наличии у большого количества поставщиков. В настоящее время отсутствуют автоматические регуляторы скорости электрического погружного насоса (ESP) и предохранительные отсечные клапаны (SSV), прошедшие независимую сертификацию в области безопасности. Поэтому функциональный контроль является крайне важным для эксплуатационной безопасности системы. В предпочтительном предохранительном отсечном клапане (SSV) используется электрическая функция отказоустойчивости, которая обеспечивает контроль и безопасность. К автоматическому регулятору электриче-3 015299 ского погружного насоса (ESP), предохранительному отсечному клапану (SSV) и к технологическим датчикам подсоединены коммуникационные линии. В наиболее предпочтительных вариантах осуществления изобретения применяется протокол безопасности, известный как FF-SIS. Стандарты FF-SIS предусматривают индивидуальную самодиагностику устройства и коммуникационных линий передачи данных на основании процесса мониторинга. Несмотря на то что принятие и применение этого нового стандарта безопасности согласно данному изобретению находятся в пределах компетенции обычного специалиста в данной области техники, детали его применения находятся вне объема настоящего изобретения. Автоматизированный функциональный контроль системы инициируется логическим решающим устройством системы защиты. Контроль может быть инициирован локально в устье скважины или дистанционно центральным постом управления и контроля. Логическое решающее устройство будет функционировать при использовании заранее запрограммированного набора диагностических исполнительных элементов, контролируя датчики давления устьевого трубопровода. В системе и способе согласно изобретению предусматривается сквозная проверка функциональной безопасности всей системы, включая исполнительные элементы, логическое решающее устройство и множество датчиков. Более подробно способ описан ниже. Этап 1. Закрытие предохранительного отсечного клапана (SSV). Подпрограмма автоматизированного функционального контроля инициируется на участке устья скважины, например, вручную кнопкой или другим выключателем, или дистанционно при помощи электроники. Логическое решающее устройство системы защиты (SLS) инициирует полный ход предохранительного отсечного клапана (SSV) от открытого до закрытого положения. Во время перемещения клапана от открытого до закрытого положения ответные данные клапана (положение в зависимости времени) собираются и сохраняются логическим решающим устройством системы защиты. Эти данные являются характерными признаками клапана и могут использоваться для диагностики, выявляющей изменения в работе клапана, которые могут указать на ухудшение работы и потенциальную неисправность. Если клапан не в состоянии перемещаться или обозначается излишняя задержка, логическое решающее устройством системы защиты возбуждает предупреждающий сигнал и локально оповещает о том, что система не прошла функциональный контроль. Когда клапан достигает закрытого положения, что верифицируется,например, концевым выключателем интегрального механизма автоматического управления, датчики давления будут показывать повышение давления, так как в данном случае электрический погружной насос (ESP) работает при закрытом клапане. Как только достигается состояние клапан закрыт, логическое решающее устройство системы защиты (SLS) инициирует контроль заданной продолжительности, во время которого контролируется повышение давления. При обнаружении в трубопроводе заданной величины давления или повышения давления логическое решающее устройство системы защиты посылает команду автоматическому регулятору скорости электрического погружного насоса (ESP) снизить скорость насоса. Если повышение давления не обнаружено, контроль прерывается и инициируется сигнал контроль не пройден. В этом испытательном протоколе предохранительный отсечной клапан (SSV) не верифицируется по показателю герметичная отсечка. Однако выявление способности клапана к полному закрытию и выявление повышения давления впереди по потоку трубопровода является согласно настоящему изобретению достаточным функциональным контролем на безопасность. Этап 2. Постепенное снижение скорости электрического погружного насоса (ESP). После полного закрытия предохранительного отсечного клапана (SSV) и успешного обнаружения увеличения давления в устьевом трубопроводе логическое решающее устройство системы защиты посылает командный сигнал автоматическому регулятору скорости электрического погружного насоса (ESP) постепенно снижать скорость насоса. С момента выходного сигнала, поданного логическим решающим устройством системы защиты автоматическому регулятору скорости электрического погружного насоса(ESP), предусматривается заданный промежуток времени для обнаружения снижения давления в устьевом трубопроводе. Если в течение заданного промежутка времени не будет обнаружено снижение давления, логическое решающее устройство системы защиты откроет предохранительный отсечной клапан(SSV) и инициирует предупреждающий сигнал контроль не пройден. При обнаружении снижения давления считается, что автоматический регулятор скорости электрического погружного насоса (ESP) прошел функциональный контроль. Таким образом, способ контроля включает определение возможности снижения скорости насоса, обнаружение снижения давления в трубопроводе вперед по ходу от закрытого предохранительного отсечного клапана (SSV) и определение способности насоса возвращаться к нормальной скорости. Этап 3. Открытие предохранительного отсечного клапана (SSV). После обнаружения снижения давления, описанного выше в этапе 2, логическое решающее устройство системы защиты подает сигнал повторно открыть предохранительный отсечной клапан (SSV). Обеспечивается заданный промежуток времени для того, чтобы клапан мог начать движение от закрытого положения, фиксируемого концевым выключателем. Если в течение заданного промежутка времени клапан не смог переместиться, логическое решающее устройство полностью выключит электрический-4 015299 погружной насос (ESP). Если клапан не смог возвратиться в полностью открытое положение, будет инициирован предупреждающий сигнал неисправности, однако электрический погружной насос (ESP) будет возвращен к заданной нормальной рабочей скорости, и логическое решающее устройство системы защиты (SLS) продолжит контролировать давление в устьевом трубопроводе. Этап 4. Постепенное повышение скорости электрического погружного насоса (ESP) до нормальной рабочей скорости. Когда логическое решающее устройство системы защиты получает сигнал от концевого выключателя исполнительного механизма о том, что предохранительный отсечной клапан (SSV) переместился из закрытого положения, подается сигнал автоматическому регулятору скорости электрического погружного насоса (ESP) вернуться к нормальной рабочей скорости. Если во время контроля полного хода предохранительного отсечного клапана (SSV) или контроля при постепенном изменении скорости насоса генерирован аварийный командный сигнал, то сигнал аварийного отключения отменит последовательность контроля по протоколу и приведет насос к полной остановке и к перемещению предохранительного отсечного клапана (SSV) в полностью закрытое положение. Из вышеупомянутого описания понятно, что система верифицирует функционирование датчиков на обнаружение изменения давления в устьевом трубопроводе, логическое решающее устройство на способность контролировать сигналы от датчиков, автоматический регулятор регулируемого электропривода электрического погружного насоса (ESP) на способность снижать скорость насоса и предохранительный отсечной клапан (SSV) на способность изолировать поток нефти/газа назад по ходу от сети устьевого трубопровода. В системе согласно изобретению предпочтительным приводным механизмом предохранительного отсечного клапана (SSV) является электрическое отказоустойчивое устройство с пружинным возвратом. Функционирование логического решающего устройства системы защиты верифицируется надлежащей работой исполнительных элементов и посредством контроля изменений давления специальными датчиками. При обнаружении неисправности клапана, автоматического регулятора скорости насоса или датчиков персонал получает предупредительный сигнал и может предпринять соответствующие меры по выполнению необходимого технического обслуживания, не нарушая безопасность или работу. Наиважнейшим является то, что изобретение предлагает приборную систему обеспечения безопасности (SIS) для системы аварийной защиты с высоким уровнем интеграции (HIPS), которая может быть полностью контролируема без прерывания добычи нефти/газа через устьевой трубопровод при выполнении протокола контроля и может немедленно реагировать, выключая электрический погружной насос (ESP) и закрывая предохранительный отсечной клапан (SSV), если это становится необходимым. Система согласно изобретению предпочтительно изготавливается на заводе и проверяется и может быть приспособлена для транспортировки, причем для облегчения модульной установки на месторождении могут использоваться фланцевые соединения на входе и выходе системы нагнетательных трубопроводов. Соответствующее использование той же самой конструкции имеет преимущество, состоящее в снижении нагрузки на производственный и обслуживающий персонал при проведении обычной процедуры контроля на безопасность в течение установленного срока службы модульных блоков. Таким образом, в настоящем изобретении предлагается система аварийной защиты с высоким уровнем интеграции для оборудования устья скважины, которая обеспечивает защиту устьевого трубопровода, соединенного с оборудованием устья скважины, от аномально высокого давления в трубопроводе ниже по потоку при закрытии блокировочного клапана. В системе согласно настоящему изобретению источником давления является внутрискважинный электрический погружной насос (ESP), который используется, когда давление на устье скважины снижается до величины, при которой из скважины больше не происходит свободного течения или давление на устье скважины является недостаточным для транспортировки нефти/газа на нефтегазовую сепарационную установку (GOSP), удаленную от местоположения устья скважины. Краткое описание чертежей Изобретение будет описано ниже со ссылкой на прилагаемый чертеж, который является схемой расположения устьевых трубопроводов под давлением, создаваемым электрическим погружным насосом, при модификации в соответствии со способом и системой согласно изобретению. Подробное описание предпочтительного варианта осуществления изобретения Далее изобретение будет описано со ссылкой на прилагаемый чертеж, на котором изображен кожух 12 ствола скважины, от которого продолжается устьевой трубопровод 14, представляющий собой трубопровод высокого давления, который заканчивается поверхностным предохранительным отсечным клапаном 20. Ниже по потоку от предохранительного отсечного клапана (SSV) 20 установлен обычный трубопровод 16 более низкого давления, предназначенный для транспортировки и распределения продукта. В скважинном конце устьевого трубопровода 14 установлен электрический погружной насос (ESP) 30, который подает под давлением пластовый газ и/или нефть для последующей транспортировки и распределения через сеть трубопроводов, расположенных ниже по потоку. В соответствии с изобретением автоматический регулятор регулируемого электропривода 40 функционально связан с внутрискважинным насосом 30 и также с логическим решающим устройством 60 системы защиты.-5 015299 На устьевом трубопроводе 14 высокого давления установлено множество передающих датчиков 50 давления, которые передают данные логическому решающему устройству 60 системы защиты. В иллюстрированном варианте осуществления изобретения установлены три датчика давления 52, 54, 56 (также обозначенные РТ 1, РТ 2 и РТ 3); кроме того, четвертый датчик давления 70 (РТ 4) установлен ниже по потоку от предохранительного отсечного клапана (SSV) на устьевом трубопроводе 16 низкого давления,который передает данные логическому решающему устройству системы защиты. На клапане 20 установлен исполнительный механизм 22 клапана, который управляется сигналами,поступающими от логического решающего устройства 60 системы защиты. В этом варианте осуществления изобретения исполнительный механизм клапана также оборудован концевым выключателем 24,который фиксирует полностью открытое и полностью закрытое положение предохранительного отсечного клапана (SSV) и передает данные логическому решающему устройству системы защиты. Предварительно запрограммированное логическое решающее устройство 60 системы защиты содержит выключатель 62, который является удобной кнопкой для инициирования аварийного выключения при возникновении аварийной ситуации. Нажим кнопки 62 влечет за собой закрытие исполнительным механизмом 22 предохранительного отсечного клапана (SSV) 20 и прекращение подачи питания к электрическому погружному насосу (ESP) для быстрого снижения давления в устьевом трубопроводе 14. Предусмотрен нажимной кнопочный переключатель 64, предназначенный инициировать функциональный контроль безопасности системы на месторождении. Также иллюстративным является индикатор 66 локальных неисправностей, который предпочтительно подает визуальный предупреждающий сигнал и может подавать звуковой предупреждающий сигнал. Предупреждающий сигнал может также передаваться посредством проводной линии или по беспроводной связи на пост дистанционного управления и контроля, чтобы определить, требуются ли какие-либо дополнительные действия для продолжения безопасной работы блоков, расположенных ниже по потоку. При нормальном режиме работы датчики давления 52, 54 и 56 контролируют давление в устьевом трубопроводе для выявления любых необычных изменений, которые могут потребовать реакции системы аварийной защиты; датчик давления 70, который расположен ниже по потоку от предохранительного отсечного клапана (SSV), представляет собой передающий датчик, не связанный с системой защиты, который используется для контроля давления в устьевом трубопроводе. Несомненно, логическое решающее устройство системы защиты содержит протокол предварительно запрограммированного контроля без необходимости привлечения персонала пооперационно к выполнению контроля. Запрограммированный контроль на безопасность включает установленные интервалы заданной продолжительности и немедленное инициирование одного из заданных альтернативных действий, когда указанные условия не соответствуют установленному интервалу. Обычному специалисту в данной области техники будет понятно, что проведение такого контроля персоналом, использующим визуальные методы наблюдения, секундомеры и т.п., не может сравниться с проведением контроля по запрограммированному протоколу, которое характеризуется своевременностью и точностью. Как отмечено выше, функциональный контроль может быть инициирован дистанционно из поста управления и контроля; автоматически посредством заданного периодического инициирования контроля,например ежемесячно в указанные время и дату в соответствии с программой, установленной на логическом решающем устройстве системы защиты; или промысловым эксплуатационным персоналом, использующим кнопку 64. После инициирования функционального контроля исполнительный механизм 22 получает сигнал начать закрытие клапана 20. Сигнал о перемещении клапана от полностью открытого положения передается индикаторным устройством 24. Сигналы датчиков давления 52, 54, 56 контролируются для обнаружения повышения давления в трубопроводе; при обнаружении увеличения давления автоматический регулятор 40 скорости постепенно снижает скорость электрического погружного насоса(ESP) 30. После закрытия клапана 20 и снижения скорости электрического погружного насоса (ESP) логическое решающее устройство 60 системы защиты подтверждает снижение давления в трубопроводе 14 на основании данных, полученных от датчиков давления 52, 54 и 56. После передачи сигнала приводному механизму 22 клапана открыть клапан 20 и передачи сигнала автоматическому регулятору 40 скорости постепенно повысить скорость электрического погружного насоса (ESP) для обеспечения желаемого нормального рабочего давления в устьевом трубопроводе давление в устьевом трубопроводе верифицируется датчиком 70 давления. Понятно, что, когда концевой выключатель 24 не может зафиксировать полностью открытое или полностью закрытое положение предохранительного отсечного клапана (SSV) 20, индикатор неисправностей 66 обеспечивает подачу предупреждающего сигнала и регистрирует неисправности с временной отметкой в памяти логического решающего устройства системы защиты. Также будут зарегистрированы неисправности и подан предупреждающий сигнал, если датчики 52, 54 и 56 не обнаружили какого-либо повышения давления после перемещения предохранительного отсечного клапана (SSV) в закрытое положение или если датчики не обнаружили какого-либо снижения давления после подачи сигнала регулируемому электроприводу 40 снизить скорость насоса. Другая диагностика включает определение задержек хода клапана от открытого или от закрытого положений, которые превышают заданный промежуток времени.-6 015299 Как указывалось ранее, если логическое решающее устройство системы защиты получит сигнал аварийного отключения, например, при нажатии персоналом на участке кнопки 62 или при передаче посредством проводов или по беспроводной связи сигнала аварийного отключения, проведение контроля на безопасность и отказ немедленно блокируются, и логическое решающее устройство системы защиты посылает сигнал отключить электрический погружной насос (ESP) и закрыть предохранительный отсечной клапан 20. В предпочтительном варианте осуществления изобретения регулируемый электропривод 40 включен в программу аварийного отключения таким образом, чтобы скорость внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) снижалась до прерывания подачи электроэнергии. При этом снижается вероятность любого неблагоприятного воздействия на насос, которое может произойти при обычном отключении электроэнергии. Наряду с тем, что система и способ ее осуществления были описаны подробно выше, из этого описания обычным специалистам в данной области техники будут очевидны различные модификации и альтернативы, и объем изобретения будет определен со ссылкой на пункты нижеследующей формулы изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Автоматизированная система для контроля безопасности устьевых трубопроводов, применяемых для распределения потока газа и/или нефти под давлением, создаваемым внутрискважинным электрическим погружным насосом (ESP), содержащая поверхностный предохранительный отсечной клапан (SSV), установленный в устьевом трубопроводе и находящийся в гидравлической связи с внутрискважинным электрическим погружным насосом(ESP); заранее запрограммированное логическое решающее устройство системы защиты (SLS) для контроля безопасности согласно протоколу, для регистрации результатов контроля в электронном виде и для подачи сигналов аварийного отключения; множество датчиков давления для измерения давления в устьевом трубопроводе впереди по потоку от предохранительного отсечного клапана (SSV); средства, используемые для закрывания предохранительного отсечного клапана (SSV) в ответ на сигнал инициирования контроля или в ответ на сигнал аварийного отключения, который передается логическим решающим устройством системы защиты (SLS); средства, используемые для открытия предохранительного отсечного клапана (SSV) в ответ на сигнал, который передается логическим решающим устройством системы защиты (SLS); автоматический регулятор регулируемого электропривода, который функционально связан с внутрискважинным электрическим погружным насосом (ESP) для изменения скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) и, таким образом, для изменения давления флюида в устьевом трубопроводе в ответ на сигнал, поступающий от логического решающего устройства системы защиты(SLS); и аварийный выключатель внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) для прерывания подачи энергии к внутрискважинному электрическому погружному насосу в ответ на сигнал аварийного отключения, поступающий от логического решающего устройства системы защиты (SLS). 2. Система по п.1, характеризующаяся тем, что дополнительно включает в себя концевой выключатель, передающий сигнал исполнительного механизма клапана, функционально связанный с предохранительным отсечным клапаном (SSV) и находящийся во взаимодействии с логическим решающим устройством системы защиты (SLS); и аварийную сигнализацию, которая приводится в действие, если концевой выключатель исполнительного механизма не подает сигнал по истечении заданного промежутка времени после передачи сигнала от логического решающего устройства системы защиты (SLS) к предохранительному отсечному клапану (SSV) для инициирования открытия или закрытия. 3. Система по п.1, характеризующаяся тем, что предохранительный отсечной клапан (SSV) снабжен отказоустойчивым исполнительным механизмом с электрическим приводом с положительным пружинным возвратом. 4. Система по п.1, характеризующаяся тем, что автоматический регулятор регулируемого электропривода для внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) включает в себя средства для снижения скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) до прерывания подачи энергии на этапе (ж). 5. Система по п.1, характеризующаяся тем, что устьевой трубопровод вплоть до предохранительного отсечного клапана (SSV) и отсечной клапан (SSV) предназначены для максимального рабочего давления, которое соответствует максимальному давлению на устье закрытой скважины. 6. Система по п.1, характеризующаяся тем, что включает в себя три передающих датчика давления,функционально связанных с логическим решающим устройством системы защиты (SLS), причем давление в устьевом трубопроводе определяют по сигналам датчиков по принципу два из трех.-7 015299 7. Система по п.6, характеризующаяся тем, что включает в себя аварийную сигнализацию, приводящуюся в действие, если изменение величины сигналов датчиков давления, обработанных логическим решающим устройством системы защиты (SLS), превышает заданное значение. 8. Система по п.1, характеризующаяся тем, что включает в себя средства для независимой передачи доминирующего сигнала аварийного отключения к электрическому погружному насосу (ESP), имеющего приоритет по отношению к любому выполняемому оперативному контролю на безопасность, в соответствии с чем электрический погружной насос (ESP) отключается в ответ на сигнал аварийного отключения. 9. Система по п.1, характеризующаяся тем, что логическое решающее устройство системы защиты(SLS) заранее запрограммировано для подачи командного сигнала к предохранительному отсечному клапану (SSV) и автоматическому регулятору регулируемого электропривода на основании данных о давлении в устьевом трубопроводе, переданных передающими датчиками давления. 10. Система по п.2, характеризующаяся тем, что включает в себя средства приведения в действие аварийной сигнализации, когда в течение заданного промежутка времени какие-либо данные об изменении давления в устьевом трубопроводе не передаются множеством датчиков, после передачи сигнала от логического решающего устройства системы защиты (SLS) к предохранительному отсечному клапану(SSV) для инициирования цикла закрытия или открытия. 11. Способ контроля безопасности и отказа наземного устьевого трубопровода, транспортирующего газ и/или нефть под давлением, создаваемым внутрискважинным электрическим погружным насосом(ESP), при этом устьевой трубопровод оборудован предохранительным отсечным клапаном (SSV), причем способ включает в себя использование множества электронных передающих датчиков давления в наземном устьевом трубопроводе впереди по ходу предохранительного отсечного клапана (SSV); использование автоматического регулятора скорости (VSC) для регулировки скорости электрического погружного насоса (ESP); использование запрограммированного логического решающего устройства системы защиты (SLS),которое осуществляет управление предохранительным отсечным клапаном (SSV) и автоматическим регулятором скорости электрического погружного насоса (ESP), а также получает и регистрирует данные,переданные множеством датчиков давления; инициирование проверки безопасности и отказа посредством логического решающего устройства системы защиты (SLS), передающего сигнал к предохранительному отсечному клапану (SSV), чтобы инициировать перемещение к полностью закрытому положению; контроль данных о давлении, полученных от датчиков давления; передачу сигнала от логического решающего устройства системы защиты (SLS) к автоматическому регулятору скорости (VSC) для снижения скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) в ответ на заданное повышение внутреннего давления в устьевом трубопроводе; приведение предохранительного отсечного клапана (SSV) в полностью закрытое положение при продолжении работы электрического погружного насоса (ESP) при регулируемой скорости, которая определяется логическим решающим устройством системы защиты (SLS) для поддержания давления в устьевом трубопроводе в пределах заданного безопасного диапазона; передачу сигнала от логического решающего устройства системы защиты (SLS) для приведения предохранительного отсечного клапана (SSV) в полностью открытое положение и передачу сигнала от логического решающего устройства системы защиты (SLS) к автоматическому регулятору скорости (VSC) для повышения скорости внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) в ответ на данные о давлении в устьевом трубопроводе. 12. Способ по п.11, характеризующийся тем, что данные от множества датчиков давления утверждаются логическим решающим устройством системы защиты (SLS). 13. Способ по п.11, характеризующийся тем, что включает в себя получение и регистрацию данных,касающихся заданных рабочих характеристик одного или более компонентов, выбранных из группы,включающей предохранительный отсечной клапан (SSV), датчики давления, внутрискважинный электрический погружной насос (ESP) и автоматический регулятор скорости (VSC), во время контроля на безопасность, при сравнении рабочих характеристик соответствующего компонента с существующими стандартами и при обеспечении демонстрации сравнительных данных. 14. Способ по п.11, характеризующийся тем, что включает в себя завершение контроля безопасности и отказа в ответ на аварийный сигнал, полученный логическим решающим устройством системы защиты (SLS), одновременно передающим сигналы о приведении предохранительного отсечного клапана(SSV) в полностью закрытое положение и отключении внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP). 15. Способ по п.11, характеризующийся тем, что включает в себя инициирование предупреждающего сигнала тревоги, когда давление в устьевом трубопроводе не повышается после передачи сигнала от логического решающего устройства системы защиты (SLS) закрыть предохранительный отсечной клапан (SSV).-8 015299 16. Способ по п.11, характеризующийся тем, что включает в себя инициирование предупреждающего сигнала тревоги, когда давление в устьевом трубопроводе не снижается после передачи сигнала от логического решающего устройства системы защиты (SLS) снизить скорость внутрискважинного электрического погружного насоса (ESP) на этапе (е). 17. Способ по п.11, характеризующийся тем, что включает в себя передачу сигнала выключения от логического решающего устройства системы защиты (SLS) к внутрискважинному электрическому погружному насосу (ESP), если снижение давления в устьевом трубопроводе не обнаружено после передачи сигнала открыть предохранительный отсечной клапан (SSV). 18. Способ по п.11, характеризующийся тем, что включает в себя снабжение предохранительного отсечного клапана (SSV) концевым выключателем, передающим сигнал исполнительного механизма клапана, который передает сигнал логическому решающему устройству системы защиты (SLS) о полном открытии и полном закрытии клапана, а также инициирование таймера в логическом решающем устройстве системы защиты (SLS) после передачи сигнала закрыть и/или открыть предохранительный отсечной клапан (SSV); и инициирование тревожного сигнала, если концевой выключатель сигнализирует об отсутствии перемещения клапана в течение заданного периода времени. 19. Способ по п.11, характеризующийся тем, что включает в себя контроль несовпадения данных давления, полученных логическим решающим устройством системы защиты (SLS), и инициирование сигнала об отказе, если разница между данными, полученными от одного из датчиков давления, и данными, полученными от других двух датчиков, превышает заданное значение.