Кустовые насосные станции (КНС)

Поддержание пластового давления часто осуществляется закачкой воды во внешний контур нефтяного пласта. Закачка воды производится кустовыми насосными станциями через водораспределительные блоки и нагнетательные скважины.

Объемы автоматизации некоторых объектов добычи и подготовки нефти приведены ниже.

Таблица 1 —Скважина, оснащённая ШГН

Наименования параметров и состояний	Функции Системы
Измерение	Управление	Регулирова -ние	Сигнализа­ция	Противо-аварийная защита
1. Ток электродвигателя	Å			Å
2. Давление на устье скважины	Å			Å	Å
3. Динамометрирование	Å
4. Состояние насоса (включён - отключён)		Å		Å
5. Работа по заданной временной программе		Å		Å
6. Деблокировка аварии		Å

Таблица 2 — Скважина, оснащённая ЭЦН

Наименования параметров и состояний	Функции Системы
Измерение	Управление	Регулирова -ние	Сигнализа­ция	Противо-аварийная защита
1 . Ток электродвигателя насоса	Å			Å
2. Давление буферное	Å			Å	Å
3. Давление на приёме насоса				Å
4. Температура двигателя				Å
5. Сопротивление изоляции кабеля и электродвигателя				Å
6. Состояние насоса (включён - отключён)		Å		Å
7. Работа по заданной временной программе		Å		Å
8. Недогрузка по току двигателя				Å
9. Перегрузка по току двигателя				Å
1 0 .Деблокировка аварии		Å

Таблица 3 — Установки для измерения производительности скважин

Наименования параметров и состояний	Функции Системы
Измерение	Управление	Регулирова -ние	Сигнализа­ция	Противо-аварийная защита
1. Дебит скважины по нефти	Å
2. Дебит скважины по воде	Å
3. Дебит скважины по газу	Å
4. Давление в общем коллекторе	Å			Å
5. Положение переключателя скважин		Å		Å
6. Переключение скважин		Å		Å
7. Несанкционированный доступ в помещение КИПиА				Å
8. Температура в помещении замерной установки	Å		Å	Å

Таблица 4 — Сепараторы нефтяные

Наименования параметров и состояний	Функции Системы
Измерение	Управление	Регулирова -ние	Сигнализа­ция	Противо-^ аварийная защита
1. Давление в сепараторе	Å		Å	Å	Å
2. Уровень жидкости	Å		Å	Å	Å
3. Положение клапана		Å		Å

Таблица 5 —Отстойники

Наименования параметров и состояний	Функции Системы
Измерение	Управление	Регулирова -ние	Сигнализа­ция	Противо-аварийная защита
1. Уровень жидкости	Å		Å	Å
2. Уровень раздела фаз (нефть-вода)	Å		Å	Å	Å
3. Обводнённость нефти	Å			Å
4. Положение клапанов		Å		Å

Таблица 6 — Электродегидраторы

Наименования параметров и состояний	Функции Системы
Измерение	Управление	Регулирова -ние	Сигнализа­ция	Противо-аварийная защита
1. Расход нефти на выходе	Å			Å
2. Давление нефти на выходе	Å		Å	Å
3. Обводнённость нефти	Å			Å
4. Уровень жидкости	Å			Å	Å
5. Уровень раздела фаз (нефть-вода)	Å		Å	Å
6. Уровень масла в трансформаторе				Å	Å
7. Ток трансформатора	Å			Å
8. Напряжение на трансформаторе	Å			Å

ПРИМЕЧАНИЕ: Таблицы 1–6 соответствуют стандарту компании ЛУКОЙЛ.

Анализ приведенных выше таблиц показывает, что автоматизация объектов добычи и подготовки нефти сводится, в основном, к измерению значений технологических параметров, сигнализации отклонений параметров от заданных значений и состояний кранов и оборудования. Широко развита и функция противоаварийной защиты. Но лишь в редких случаях реализуется функция регулирования (сепараторы, отстойники, электродегидраторы). При этом объекты регулирования достаточно простые и не требуют сложных алгоритмов управления.

Состав объектов добычи и подготовки газа и

Объемы автоматизации

Упрощенная схема добычи и подготовки газа представлена на рис. 2.

Рис. 2. Упрощенная схема добычи и подготовки газа.

Месторождения природного газа в зависимости от его состава могут быть газовыми или газоконденсатными. Такое деление месторождений природного газа определяется составом углеводородной продукции.

Газовыми называют месторождения, в состав продукции которых входят в основном углеводороды С₁, С₂, С₃ и практически отсутствуют углеводороды С₅ и выше. К газовым месторождениям можно отнести такие, как Медвежье (начало разработки – 1971г.), Уренгойское (1978г.) и Ямбургское (1986г.). Основные запасы газа в этих месторождениях сосредоточены в сеноманском горизонте.

Газоконденсатными называют месторождения, в состав продукции которых входит значительное количество углеводородов С₅ и выше. Например, продукция валанжинской залежи Уренгойского месторождения содержит до 350 г/м³ тяжелых углеводородов.

Деление месторождений на газовые и газоконденсатные обусловлено различием технологических процессов подготовки их продукции к транспорту. В соответствии с требованиями отраслевого стандарта (ОСТ 51.40-93) точка росы транспортируемого газа по влаге и углеводородам ограничена следующими значениями:

· в зимний период:

- для холодной климатической зоны – от минус 25 до минус 20⁰С;

- для умеренной и жаркой климатических зон - от минус 10 до минус 5⁰С.

· в летний период:

- для холодной климатической зоны – от минус 15 до минус 5⁰С;

- для умеренной и жаркой климатических зон - минус 3⁰С.

Выполнение этих требований и диктует выбор метода подготовки газа к транспорту.

Подготовка продукции скважин газовых месторождений сводится к осушке газа. При этом обеспечивается требуемая точка росы по влагосодержанию. Для осушки газа в настоящее время на промыслах применяют два процесса:

· Поглощение влаги из газа с помощью жидкого абсорбента (абсорбционная осушка). При этом влажный газ и жидкий абсорбент движутся противотоком, а насыщенный влагой абсорбент непрерывно выводится из абсорбера на регенерацию (часто применяется на северных месторождениях).

· Поглощение влаги твердым адсорбентом (адсорбционная осушка). Влажный газ прокачивается через неподвижный слой адсорбента, который требует периодической регенерации. Для обеспечения непрерывности процесса адсорбции требуется батарея адсорберов (применяется редко).

Установки подготовки продукции скважин газоконденсатных месторождений должны обеспечить точку росы подготовленного к транспорту газа по влаге и углеводородам. Основной технологический процесс подготовки газа газоконденсатных месторождений – низкотемпературная сепарация (НТС). Процесс протекает при пониженной температуре (-10 ¸ -20⁰С) и позволяет очистить газ от влаги и конденсата (С₅ и выше).

Добыча пластового газа обеспечивается эксплуатационными скважинами, объединенными в кусты (3 – 7 скважин). Подключение кустов скважин к УКПГ (установка комплексной подготовки газа) осуществляется, как правило, по индивидуальным газопроводам-шлейфам. Иногда к одному шлейфу подключается 2 куста. В зависимости от многих факторов прокладка шлейфов может осуществляться надземным и подземным способами. В условиях Крайнего севера (вечная мерзлота) распространение получил надземный способ.

На устье скважин пластовый газ имеет плюсовую температуру (10-30⁰С). Но так как в состав газового потока кроме углеводородов входит и пластовая вода, то в зимнее время, когда температура окружающей среды опускается до -20 ¸ -40⁰С и даже ниже, в шлейфах возможно замерзание капельной влаги (гидратообразование). Гидратообразование препятствует процессу доставки газа от скважин до УКПГ. Поэтому в выкидные линии скважин предусматривается подача метанола.

Объем автоматизации кустов газовых скважин:

· измерение давления газа на скважине;

· измерение перепада давления газа на сужающем устройстве;

· измерение температуры газа на скважине;

· измерение напряжения, тока СКЗ (система катодной защиты)

и уровня защитного потенциала куста;

· измерение потребляемой электроэнергии СКЗ;

· сигнализация температуры в блок-боксе ТМ (телемеханики);

· сигнализация открытия двери блок-бокса;

· сигнализация отсутствия напряжения питания 220 вольт;

· сигнализация разряда аккумуляторных батарей устройства

бесперебойного питания.

В состав УКПГ входят следующие основные технологические объекты:

- здание переключающей аппаратуры (ЗПА);

- цех осушки газа;

- цех регенерации абсорбента;

- узел хозрасчётного учета газа.

Общими для всего УКПГ являются: служебно-эксплуатационный блок с операторной и узлом связи, цех регенерации метанола, газосборная сеть (кусты газовых скважин), узел подключения к магистральному газопроводу (газопровод подключения) и технологические объекты вспомогательного назначения.

По мере выработки газового месторождения и понижения пластового давления в газовых скважинах на входе УКПГ потребуется строительство дожимной компрессорной станции (ДКС). Иногда их называют ДКС второй очереди в отличие от ДКС, устанавливаемых на выходе газа из УКПГ (ДКС первой очереди).

Отбор пластового газа для его подготовки к транспорту на УКПГ обеспечивается N скважинами, сгруппированными в M кустов. Средний дебит скважины – 100 - 600 тыс. м³/сут. (цифры очень средние – все зависит от пластового давления).

Газ с давлением P МПа (для новых месторождений – 10-15МПа, но давление падает в ходе разработки месторождения в среднем на 0,4 – 0,6 МПа в год) и температурой плюс 5 - 15°С поступает по коллекторам с кустов скважин в здание переключающей арматуры (см. рис. 2).

Газ последовательно проходит запорную арматуру с дистанционным управлением, регулирующий штуцер, снижающий давление газа, и подается в цех осушки газа. Цех абсорбционной осушки газа состоит из нескольких технологических линий. Их количество на различных УКПГ не одинаково и определяется объемом газа, поступающего от скважин, и производительностью абсорберов. Количество линий может быть 8-10-12 и больше, но две из них - резервные.

Газ по технологической линии последовательно проходит кран с дистанционным управлением, промывочную колонну (в старых технологиях ее нет), абсорбер, расходомер газа, регулирующий клапан и кран с дистанционным управлением.

С помощью расходомеров и регулирующих клапанов осуществляется распределение нагрузок по технологическим линиям цеха осушки газа.

В промывочной колонне газ очищается от мехпримесей, солей и частично от метанола путем промывки рефлюксной водой.

В абсорбере газ осушается абсорбентом - диэтиленгликолем (ДЭГ) (триэтиленгликолем – ТЭГ). Регенерация абсорбента осуществляется в цехе регенерации ДЭГ (ТЭГ). Осушенный газ со всех технологических линий объединяется в общий коллектор и подается в пункты хозрасчетного замера газа.

Для предотвращения растепления грунта газ перед подачей в газопровод подключения проходит через воздушные холодильники (площадка АВО).

Объемы автоматизации технологических объектов подготовки газа представлены в табл. 7 (без учета телемеханики и системы пожаротушения).

Таблица 7

Объект	Аналоговые входы	Аналоговые выходы	Дискретные входы	Дискретные выходы
ЗПА
Цех осушки газа
Цех регенерации метанола
Цех регенерации ТЭГа
СЭБ с операторной
ИТОГО: 2395

ПРИМЕЧАНИЕ: Цифры, приведенные в табл. 7, даны приближенно.

Выводы, сделанные выше по объектам добычи и подготовки нефти, можно в полной мере отнести и к объектам добычи и подготовки газа. Большое количество дискретных входов/выходов по УКПГ говорит о широко развитой функции сигнализации состояний кранов и оборудования и функции противоаварийной защиты. Количество аналоговых выходов определяет количество контуров регулирования в системе. С учетом большого количества ниток цеха осушки на одну нитку приходится 3-5 контуров регулирования (уровни, расходы).