Автоматизации объектов нефтяных промыслов

 

Анализ проблем нефтедобывающей промышленности показывает, что автоматизация отдельных технологи­ческих операций, процессов, установок не может дать высокого тех­нико-экономического эффекта. Это подтверждается опытом внедрения даже в тех случаях, когда на автоматизированных объектах дости­гается сокращение трудовых затрат до 15%. Проблемы высокоэффектив­ной автоматизации – составная часть общих проблем совершенство­вания техники, технологии и организации добычи нефти и попутного газа, и максимально возможный технико-экономический эффект может быть достигнут только при совместном решении этих проблем.

Успешному внедрению автоматизации в мас­штабах отрасли должны предшествовать организационные мероприя­тия; унификация технологической базы нефтедобывающих предприя­тий – одно из основных. Унификация призвана обеспечить едино­образие технологических процессов, оборудования и применяемых средств и систем автоматики и телемеханики на всех предприятиях страны. Прежде всего, это касается технологических систем добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды.

Опыт эксплуатации однотрубных напорных систем отбора и транс­порта нефти без промежуточных насосных станций позволяет сделать выводы об их высокой экономичности по приведенным затратам. Вместе с тем эти системы применимы практически в большинстве нефтедобывающих районов страны. Специфика отдельных месторо­ждений способна вызвать лишь несущественные изменения системы сбора, что отразится в выборе технологического оборудования, но принципиальная сущность однотрубной напорной системы должна оставаться неизменной. Учитывая, что масштабы внедрения однотрубных напорных систем сбора в целом по отрасли пока еще недо­статочны, дальнейшее повсеместное распространение их является первоочередной задачей, связанной с унификацией технологической базы строящихся и реконструируемых предприятий.

Система сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды, при­веденная на рис. 10.1, укомплектована следующим основным автома­тизированным оборудованием в блочном и транспортабельном испол­нении:

- групповыми замерными установками, рассчитанными на макси­мальный дебит одной скважины до 400 и до 1500 т/сут. при газовом факторе до 120, рабочем давлении до 4 МПа и числе подключа­емых скважин до 14 (разработан вариант для газового фактора до 250, который встречается при газлифте);

- групповыми замерными установками для раздельного сбора обводненных, безводных или разносортных нефтей на максимальный дебит

- одной скважины до 400 т/сут. при газовом факторе до 120, рабочем давлении до 4 МПа и числе подключаемых скважин до 24;

- установками для подогрева сырой нефти (путевыми подогревате­лями) теплопроизводительностью до 5 млн. ккал/ч;

- сепарационными установками производительностью от 1500 до 20000 т/сут.;

- сепарационными установками с предварительным сбросом пласто­вых вод производительностью от 750 до 20 000 т/сут.;

- установками подготовки нефти (деэмульсаторами) производитель­ностью 1000, 2000 и 3000 т/сут. в одном блоке;

- установками подготовки нефти производительностью от 3000 до 10000 т/сут. с раздельными блоками нагрева и отстоя;

- установками подготовки газа к дальнему транспорту (малогаба­ритными газобензиновыми) производительностью от 40 до 500 тыс. м³/cyт. в комплекте с компрессорными, холодильным, сепарационным, насосным, нагнетательным блоками и блоками контроля и электро­снабжения;

 

Рис. 10.1. Автоматизированная система промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды: 1 – скважины эксплуатационные: фонтанные, со штанговыми и центробежными электронасосами; 2 – скважины нагнетательные; 3 – устройства запуска шаров для очистки выкидных линий от парафина; 4 – групповые замерные установки типа "Спутник"; 5 – блок ме­стной автоматики групповых замерных установок; 6 – путевой подогреватель жидкости; 7 – сепарационная установка I ступени типа СУ; 8 – сепарационная установка с предварительным сбросом пластовой воды; 9 – установка для подготовки нефти (сепаратор-деэмульсатор); 10 – резервуар для некондиционной нефти; 11 – резервуар для товарной нефти; 12 – установка для подготовки газа; 13 – установка для подготовки воды; 14 – насосная для перекачки пластовой воды I подъема; 15 – кустовая насосная станция; 16 – установка автоматической сдачи товарной нефти; 17 – насосная для перекачки товарной нефти; 18 – диспетчерский пункт; 19 – вычислительный центр автоматизи­рованной системы управления; трубопроводы для перекачки: 20 – газоводонефтяной смеси; 21 – газа; 22 – газонефтяной смеси; 23 – обезво­женной и частично сепарированной нефти; 24 – товарной нефти; 25 – некондиционной нефти; 26 – товарного газа; 27 – подтоварной воды; 28 – воды, подготовленной для закачки в пласты; 29 – линии связи телемеханики

 

- установками подготовки газа для газлифтной эксплуатации про­изводительностью от 100 до 500 тыс. м³/cyт.;

- установками подготовки воды производительностью от 150 до 10 000 т/сут.;

- кустовыми насосными станциями производительностью 3600 м³/cyт. в одном насосном блоке в комплекте с блоками распределительной гребенки, электроподстанции, распредустройств и блоками упра­вления;

- установкой сдачи товарной нефти производительностью 10 и 20 тыс. т/сут.;

- установкой перекачки товарной нефти производительностью 10 тыс. т/сут.

При проектировании обустройства нефтедобывающих предприя­тий выбор типов автоматизированного оборудования производится в зависимости от конкретных условий нефтяных месторождений: физических свойств нефтей и газов, дебитов скважин и производительностей установок, рабочего давления, топографических, клима­тических и других особенностей, специфичных для данного место­рождения.

Большое внимание должно уделяться вопросам рационального размещения автоматизированного оборудования на промысловой площади. Если размещение нефтяных скважин определяется сеткой разбуривания по проекту разработки месторождений, а групповых замерных установок в пределах 10 – 15, то размещение других техно­логических установок и объектов может быть и рассредоточенным и сосредоточенным. С позиций обслуживания следует стремиться к максимальной концентрации технологических установок в одном пункте.

Для нефтедобывающих предприятий с законченным технологи­ческим циклом производства таковым является центральный пункт подготовки нефти, газа и воды и отгрузки их потребителям.

На этом пункте должны осуществляться сепарация всех ступеней, обезвоживание нефти, отбор широкой фракции и подготовка газа к дальнему транспорту, очистка сточных вод, используемых для закачки в продуктивные пласты, внешняя перекачка товарной про­дукции – нефти, газа и воды. Здесь же будет сосредоточено управле­ние производством с общим для всего пункта дежурным персоналом.

Число скважин, объединяемых в одном центральном пункте под­готовки нефти, газа и воды, составляет 400 – 500 единиц, устьевое давление которых обеспечивает подачу жидкости к этому пункту без вспомогательных перекачивающих средств.

Вместе с унификацией технологической базы основного производ­ства должны быть усовершенствованы методы и средства выполнения операций, обеспечивающих нормальное функционирование техноло­гических объектов. В первую очередь, эти требования относятся к систематическим, массовым и трудоемким операциям по очистке от отложений парафина НКТ, выкидных линий скважин и промысловых трубопроводов.

Для предупреждения отложений парафина НКТ, оборудование и обвязки групповых замерных установок должны иметь специальные внутренние покрытия.

Систему обслуживания нефтесборной сети предприятия следует организовать таким образом, чтобы использовать для очистки трубо­проводов гидравлическую энергию газонефтяного потока. С этим связывается возможность резкого сокращения парка передвижных парогенераторных установок, численности обслуживающего персо­нала и, следовательно, эксплуатационных затрат на поддержание нефтесборных трубопроводов в исправном состоянии. Такому прин­ципу отвечает очистка нефтесборных трубопроводов с помощью рези­новых шаров. При использовании этого метода должны предусматри­ваться устройства для ввода и вывода шаров и строго оговариваться тщательность сварки линий и врезки отводов.

10.1 Автоматизация объектов добычи, транспорта и подготовки нефти, газа в воды

Эффективная автоматизация и телемеханизация нефтедобывающего производства основана на трех основных принципам:

- автоматизация и телемеханизация должна решаться комплексно, т. е. должны охватываться все объекты основного производства и вспомогательных служб предприятия;

- должна осуществляться полная местная автоматизация, исключа­ющая необходимость постоянного присутствия персонала на объек­тах; автоматическое включение резервного оборудования, если по условиям технологического режима прерывание процесса недо­пустимо; автоматическая блокировка объекта в аварийных си­туациях;

- должны быть обеспечены минимум информации, поступающей в пункты управления; автоматический опрос контролируемых объек­тов; автоматическая сигнализация об угрозе наступления аварийных ситуаций на объектах.

Ниже приводятся рекомендуемые объемы автоматизации технологических объектов.

Скважины. Независимо от способов добычи скважины осна­щаются средствами местного контроля на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве. Средства автоматики, устанавливаемые на скважине, предназначены главным образом для блокировки ее в аварийных ситуациях, локализации аварий и самозапуска после кратковременных отключений электроэнергии и устранения аварий­ного состояния объекта.

На скважинах с погруженными электроцентробежными насосами (ЭЦН) дополнительно контролируется сопротивление изоляции "ка­бель – двигатель". Скважины со станками-качалками (СКН) защи­щаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг. Все скважины с автоматическими отсекающими устройствами забой­ного или устьевого типа блокируются при прорывах выкидных ли­ний, повышении или понижении давления в них против заданного. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по про­грамме, заданной местным устройством.

Групповые замерные установки предназна­чаются для автоматического поочередного измерения дебитов под­ключенных к ней скважин по общей жидкости, чистой нефти и газу. Измерения производятся по программе, задаваемой местным устрой­ством; внеочередное измерение дебитов осуществляется изменением программы на групповой установке. Для контроля режима разра­ботки нефтяного месторождения принимаются: периодичность измерений – до 3 раз в месяц, продолжительность – от 2 до 24 ч, относительная точность измерения общей жидкости ±2,5%.

Установки любых модификаций оснащаются приемной гребенкой, переключающим устройством, измерительным сепаратором, измери­телями общей жидкости, чистой нефти и количества газа, устройством для ввода деэмульсаторов в поток сырой нефти при трубной деэмульсации, блоком местной автоматики и устройствами автоматической блокировки в аварийных ситуациях.

Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима раз­работки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.

Путевые подогреватели. Уровень автоматизации подогревателей ограничивается автоматикой горения по температуре нагреваемой жидкости и автоматикой безопасности с блокировкой при аварийных ситуациях.

Сепарационные установки. Независимо от моди­фикаций все сепарационные установки оснащаются местными прибо­рами контроля и автоматическими регуляторами уровня и давления, устройствами автоматической сигнализации при угрозе перелива или повышения давления, автоматического отсечения приемной ли­нии при аварийных состояниях. Сепарационные установки, в кото­рых предусматривается предварительный сброс пластовой воды, дополнительно комплектуются межфазными регуляторами уровня раздела "нефть – вода".

Установка подготовки нефти. Для блочных де­эмульсаторов предусматриваются местный автоматический контроль и регулирование уровня нефти и воды, давления, уровня раздела фаз "нефть – вода", горения по температуре продукта. Установка оснащается анализатором влажности для возврата некондиционной нефти на повторную обработку, автоматикой безопасности с блокировкой при аварийных состояниях. В резервуарах товарной нефти контро­лируется предельный уровень с сигнализацией в пункт управления об угрозе перелива.

Для установки сдачи товарной нефти преду­сматриваются дистанционный контроль на потоке количества нефти, переданной потребителю, с относительной точностью измерений ±0,25% об. и 0,5% вес., автоматический анализ влажности, преду­преждающий откачку некондиционной нефти, контроль плотности с коррекцией по температуре. Установка оснащается программным пробоотборником для лабораторных анализов товарной нефти, отпу­щенной потребителю.

Для установки подготовки сточных вод осуществляются автоматический контроль основных параметров процесса очистки, автоматическое переключение фильтров на регене­рацию и дистанционный контроль количества подготовленной воды, подлежащей закачке в системе заводнения. Анализ качества воды выполняется лабораторным способом.

Блочные установки подготовки газа ком­плектуются средствами контроля и автоматического регулирования технологического процесса подготовки газа, средствами защиты с сигнализацией об аварийных состояниях.

На блочных кустовых насосных станциях предусматриваются местный контроль давления на входе и выходе, местный контроль количества воды по отдельным нагнетательным скважинам и телемеханический контроль производительности станции в целом. Блочные станции оснащаются средствами защитной автома­тики, устройствами автоматического включения резервного агрегата при отказе основного и устройствами самозапуска после кратковременных отключений электроэнергии. Предусматривается автоматиче­ская блокировка станции при порывах нагнетательных линий. При аварийных состояниях станции в пункт управления поступает сигнал.