Телемеханизация объектов нефтедобычи

3.1. Телемеханизации подлежат следующие нефтепромысловые объекты:

все эксплуатационные скважины при кустовом обустройстве месторождения, а в других случаях - при наличии технико-экономического обоснования;

автоматизированные групповые и индивидуальные установки по замеру дебита скважин;

установки для распределения газа при газлифтной эксплуатации;

путевые и устьевые нагреватели;

установки дозирования химреагентов и ингибиторов коррозии;

сепарационные установки;

дожимные насосные станции;

кустовые насосные станции;

водораспределительные блоки;

узлы коммерческого учета нефти;

компрессорные станции;

объекты энергоснабжения.

3.2. Общие требования

3.2.1. Для телемеханизации технологических объектов цехов нефтегазодобывающего производства должны применяться технические средства сбора, передачи и обработки информации, предназначенные, в основном, для:

обеспечения производственных служб цеха информацией о ходе технологического процесса;

оперативного изменения режимов работы технологических объектов в автоматическом режиме с помощью систем управления;

формирования информации для передачи ее в систему обработки данных предприятия.

3.2.2. В целях телемеханизации следует применять сопрягаемый комплекс технических средств сбора, передачи и обработки информации для комплекса добычи, поддержания пластового давления и энергоснабжения промыслов с отображением информации на районный диспетчерский пункт. Допускается применение индивидуальных телемеханических устройств для цехов со сложившейся структурой управления.

3.2.3. Диспетчерский пункт промысла, должен, как правило, размещаться в здании аппарата управления цеха добычи нефти и газа или на его территории.

3.2.4. Система сбора, обработки и передачи информации на уровне районного диспетчерского пункта должна обеспечивать возможность решения задач контроля и управления технологией добычи нефти и газа, поддержания пластового давления и энергоснабжения нефтепромысловых объектов, формирования и обмена информацией с уровнем управления предприятием в объеме, определенном условиями функционирования АСУТП.

3.2.5. Телесигнализация о текущем состоянии объектов и возникновении аварийных ситуаций, а также о несанкционированном доступе в станции управления и помещения контрольно-измерительных приборов на промыслах, должна поступать от всех телемеханизированных объектов: добычи и сбора нефти и газа; поддержания пластового давления; подготовки и сдачи нефти, газа и воды; энергоснабжения и компрессорных станций соответствующим диспетчерским и технологическим службам, а также АСУ ТП.

Примечание. Конкретно объемы телемеханизации должны соответствовать предусмотренным в разделе 2.2объемам телеизмерения, телесигнализации и телеуправления с учетом требований и объемов, проектируемых на этой базе АСУ ТП.

2 Автоматическое регулирование межфазного уровня в установках предварительного сброса воды

Многие нефтяные месторождения находятся на поздней (завершающей) стадии разработки и характеризуются высоким содержанием воды в продукции добывающих скважин. Высокое содержание воды в добываемой продукции приводит к излишним материальным, топливно-энергетическим и трудовым затратам, связанным с подъемом воды на поверхность, ее внутрипромысловом сбором, транспортом, подготовкой на установках подготовки нефти и последующей утилизацией отделившейся пластовой воды. Поэтому любое снижение количества жидкости (пластовой воды), поступающей на установки комплексной подготовки нефти (УКПН) имеет важное значение.
Снижение количества пластовой воды, поступающей на УКПН, можно достичь двумя путями:
- снижением обводненности продукции за счет ограничения водопритока к забою добывающих скважин;
- сбросом частично отделившейся пластовой воды на технологических установках предварительного сброса (УПС).
Принципиальная технологическая схема обвязки УПС приведена на рис. 1, а приборы, которыми она оснащена, на рис. 2 - 4.

Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема обустройства УПС

Водяна подушка Н=1000 мм,
Свободная пластовая вода для слива и эмульсия – Н = 500 мм
Нефтяная зона. Высота регулируется верхним уровнем автомата откачки для запуска насоса – Н = 2300 мм
Нижний уровень автомата откачки – Н = 500 мм
Перегородка – Н = 2250 мм.
Продукция скважин под устьевым давлением поступает в горизонтальную емкость (буллит) УПС, где осуществляется ее разделение на нефть, растворенный газ и пластовую воду. Для ускорения горизонтальную емкость (буллит) УПС, где осуществляется ее разделениеразрушения водонефтяной эмульсии, улучшение сепарации нефти, а также предотвращения попадания нефти в образующие воронки при заборе воды, конец входного в УПС патрубка и патрубок для забора отделившейся воды оборудуются перфорированными трубчатыми маточниками. Горизонтальная емкость УПС по высоте, на 2/3 ее диаметра, разделена перегородкой на два отсека (при соотношении объемов 1:3). В большом отсеке осуществляется отстой и сброс свободно отделившейся пластовой воды.

Отделившаяся вода подается в систему заводнения и через нагнетательные скважины закачивается в продуктивные пласты, а на месторождениях, на которых отсутствует система ППД, через поглощающие скважины закачивается в размещенные выше водоносные горизонты, использующиеся как источник технической воды.

Частично обезвоженная (до 20% воды) нефть через перегородку поступает в меньший отсек, откуда насосом автоматически откачивается на установки подготовки нефти для окончательного обезвоживания. Для улучшения работы по частичному отделению воды в нее может подаваться деэмульгатор. Отделившийся на УПС растворенный в нефти газ поступает в систему газосбора или частично используется на собственные нужды промыслов. УПС может устанавливаться непосредственно на месторождениях (ГЗСУ, ДНС, КСУ) или на установках подготовки нефти (УПН, УКПН). Тип УПС выбирается в зависимости от количества поступающих на нее
жидкости и газа и величины давления на входе в УПС.

Для обеспечения работы УПС в автоматическом режиме, она оснащается:

· регулятором межфазного уровня « пластовая вода – водонефтяная эмульсия», который управляет шаровым краном на трубопроводе забора пластовой воды;

· регулятором предельного уровня для аварийной сигнализации оператору о превышении уровня жидкости в емкости и одновременного открытия крана на трубопроводе забора нефти;
· при необходимости, индикатором наличия нефти в сбрасываемой воде с блокировкой шарового крана на трубопроводе воды;· автоматом откачки частично обезвоженной продукции с меньшего отсека емкости, управляющего шаровым краном на нефтяной линии и насосом откачки;
· регулятором давления для поддержания заданного давления в аппарате с помощью шарового крана на газовой линии;
· исполнительными механизмами – шаровыми кранами с электрическим илипневмоприводом.

Регулятор межфазного уровня, регулятор предельного уровня, автомат откачки и индикатор наличия нефтепродуктов в сточной воде работают на едином принципе – измерении и обработке амплитуды разностного выходного сигнала емкостного моста в зависимости от изменения емкости измерительного конденсатора, обусловленной составом рабочей среды. Все регуляторы контролируют параметры не в рабочей точке, а в диапазоне значений уровней или содержания нефтепродуктов. Рабочая точка каждого прибора выбирается оператором, при выводе установки на режим, и задается на вторичном приборе.

Регулятор межфазного уровня позволяет регулировать этот уровень в пределах 50 сантиметров выше водяной подушки. Он обеспечивает сброс пластовой воды в дискретном режиме (управление запорной арматурой – 3 реле: нижний (НУ), верхний (ВУ), аварийный (АУ) уровни) и в режиме дросселирования (ПИ- регулятор), а также имеет выход для документирования работы установки с помощью самопишущих приборов (0-1 В) и выход для работы с ПЭВМ (4-20 mA).

Регулятор предельного уровня имеет расширенную зону контроля уровня равную одному метру и выходной дискретный сигнал в виде:
- сухие переключающие контакты реле;
- дискретный токовый выход (4 mA/20mA).
Наличие увеличенной, по сравнению с ранее применяемыми датчиками предельного уровня, зоны контроля уровня и наличие линейной десятиуровневой мнемонической шкалы позволяет оператору быстро и эффективно согласовывать режимы оптимальной загрузки нескольких, работающих параллельно от одного трубопровода, технологических аппаратов УПС.
Автомат откачки имеет зону регулирования уровня (0,4 – 2,5 метра) и обеспечивает откачку частично обезвоженной нефти из меньшего отсека работающих параллельно технологических аппаратов УПС, управляя включением насосов откачки (дискретное управление ВУ-НУ) и шаровыми кранами (ПИ- регулирование) на нефтяной линии каждой емкости.
Исполнительные цепи автомата откачки обеспечивают последовательную откачку нефти из всех малых отсеков емкостей независимо от уровня их заполнения с автоматическим перекрытием шаровым краном заборного трубопровода малого отсека той емкости, в которой уровень понизился до нижнего значения.. Последовательное понижение уровня в малых отсеках УПС готовит схему управления откачкой к выключению насоса при достижении нижнего уровня в последнем малом отсеке группы емкостей УПС. В процессе откачки схемы контроля и сигнализации отображают световыми указателями и звуковым сигналом достижение нижних уровней в малых отсеках всех технологических аппаратов УПС.
Регулятор давления в комплекте с регулирующим шаровым краном обеспечивает поддержание заданного давления в технологическом аппарате и сброс отделившегося газа в газосборную сеть. Вторичный прибор регулятора при помощи пропорционального управления шаровым краном в режиме дросселирования реализует стабилизацию заданного давления и выводит на цифровой индикатор величину текущего значения рабочего давления в емкости.
При необходимости УПС комплектуется индикатором наличия нефти в сбрасываемой воде. Индикатор наличия нефти в пластовой воде служит для звукового оповещения оператора, при отказе регулятора межфазного уровня или исполнительного механизма на трубопроводе сброса воды о превышении заданной величины остаточного содержания нефти в сбрасываемой воде, которая задается на вторичном приборе в диапазоне: (1-10)%.
Автоматическое управление работой УПС по каналам «нефть–газ-вода», отбор нефти осуществляется с помощью регулирующих шаровых кранов с электрическим или пневматическим приводом. Краны, регулирующие сброс пластовой воды, нефти имеют уплотнительную пару «метал-метал», кран регулирования давления газа - пара – «метал - фторопласт». Приводы кранов – взрывозащищенного исполнения, с искробезопасными электрическими цепями.
Весь комплект регуляторов и датчиков сертифицирован на взрывобезопасность, что обеспечивается искробезопасными электрическими цепями. Разработанный комплекс технических средств прошел экспертизу Госгортехнадзора Украины и имеет сертификат экологической безопасности.
Все регуляторы комплектуются первичными преобразователями, устанавливающимися на технологических аппаратах и вторичными приборами щитового исполнения, которые устанавливаются в операторной или шкафах управления. Первичные преобразователи конструктивно выполнены устойчивыми к действию кислот и щелочей – детали, контактирующие с рабочими средами, изготовлены из нержавеющей стали или покрыты стеклоэмалью.
Все вторичные приборы оснащены индикаторами текущего значения контролируемой величины и потенциометрами установки рабочей точки, имеются выходы контрольных сигналов для записывающей аппаратуры и токовые - для подключения к ЭВМ. Наличие цифровых индикаторов и мнемонической индикации текущего значения контролируемого параметра позволяет технологу оперативно оптимизировать режим отделения нефти от воды и растворенного газа, а также быстро выводить на одинаковый режим группу параллельно запитанных технологических аппаратов УПС.

Контроль за работой УПС, оборудованных по описанной схеме, позволяет сделать вывод о высокой эффективности технологии и надежности технических средств контроля и управления процессом разделения продукции скважин на составляющие продукты.