Автоматизация фонтанных скважин кратко

Обновлено: 07.07.2024

Средства автоматизации фонтанных скважин направлены в основном на контроль наличия поступления жидкости из скважины и предупреждение открытых фонтанов.

Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплектуются задвижками с ручным, дистанционным и автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным управлением - пневмоприводные от станции управления. Станция управления включает воздушные баллоны, пневмогидравлический насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берется от баллонов или воздушного компрессора. Станцией можно управлять дистанционно, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пилотный клапан, срабатывающий от электросигнала с диспетчерского пункта.

При эксплуатации фонтанных скважин находят применение комплексы оборудования для предупреждения открытых фонтанов типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обеспечивают герметичное перекрытие ствола скважины в случае разгерметизации устья, при отклонениях параметров (давления, дебита) работы скважин от заданных и при возникновении пожара. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

В процессе эксплуатации посредством ингибиторного клапана при необходимости через затрубное пространство дозируют поступление в подъемные трубы ингибиторов коррозии и парафинообразования.

Автоматизация фонтанной скважины также предусматривает автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически и перекрывает трубопровод при повышении давления в нем на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода). Для его управления не требуется дополнительной энергии других источников. Манометрами осуществляется местный контроль буферного и затрубного давлений.

Итак, современные средства контроля и измерения позволяют существенно снизить затраты на эксплуатацию кустов скважин промысла за счет оперативной выдачи информации.
^ 3.18. Комплекс скважинного оборудования для фонтанной эксплуатации

При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин. Начиная с 1992 г. этот комплекс оборудования должен в обязательном порядке применяться при фонтанной эксплуатации скважин.

Комплекс специального скважинного оборудования состоит из пакеров, якорей, разъединителей колонн, скважинного инструмента для подготовки ствола скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и ингибиторных клапанов, посадочных ниппелей, а также из инструмента и принадлежностей канатной техники для управления подземным оборудованием.

Пакеры, устанавливаемые над эксплуатационным горизонтом, служат для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважин при их эксплуатации и ремонте, а также для разобщения двух продуктивных горизонтов или более при одновременной раздельной эксплуатации их и эксплуатационного горизонта от водоносных нижележащих горизонтов.

^ Разъединители колонны предназначены для отсоединения колонны труб НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин и соединения их с этим оборудованием. Отсоединение колонны НКТ от скважинного оборудования и присоединение их осуществляют через разъединитель колонны с помощью канатной техники.

^ Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, задиров, отложений солей, парафина и шлама перед спуском пакеров или скважинного оборудования, а также при проведении ремонтных работ в скважине. Очистку внутренней поверхности колонн осуществляют с одновременной промывкой ствола промывочной жидкостью.

Фрезер предназначен для разбуривания стационарных пакеров, пробок и скважинного оборудования при капитальных ремонтах нефтяных и газовых скважин. Разбуривание фрезером осуществляют через колонну бурильных труб с одновременным вращением их и прямой циркуляцией промывочного раствора. Выносимый шлам из промывочного раствора осаждается в шламоуловителе, спускаемом совместно с фрезером на колонне бурильных труб. Оставшиеся от разбуривания части поднимают с помощью захватного узла. Фрезеры и райберы используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуатации газовых и нефтяных скважин, а также для нагнетательных скважин, входят различные скважинные клапаны, позволяющие осуществлять многочисленные технологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, подачу ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока и некоторые ремонтно-профилактические операции.

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом. Это очень важно, если скважина может дать грифон.

Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

• надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;

• обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

• обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины установки клапана-отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15. 20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от ОД до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента.

Для газовых скважин применяются комплексы подземного оборудования типа КПГ, для фонтанных нефтяных и газовых скважин комплексы управляемых клапанов-отсекателеи типа КУСА. Применение комплексов обеспечивает: одновременное проведение бурения и эксплуатации, а также текущего и капитального ремонтов скважин, расположенных на одном кусте, предотвращение аварий при повышении давления свыше установленной нормы, а также при повышении температуры на устье скважины свыше 70 °С; проведение местного дотационного и автоматического управления работой скважины.
^ 3.19. Обслуживание фонтанных скважин

К эксплуатации скважин может быть допущен персонал, ознакомленный с конструкцией оборудования фонтанных скважин, руководством по его эксплуатации, производственными инструкциями и режимом работы скважин. Необходимо систематически вести наблюдение за работой оборудования фонтанных скважин. Периодичность контроля определяется нефтегазодобывающим предприятием в зависимости от наличия коррозионно-активных веществ в скважинной среде и места расположения скважины.

В ходе проверки скважинного оборудования необходимо обращать особое внимание на:

• наличие повреждений деталей и узлов;

• наличие утечек газа, газового конденсата и нефти во фланцевых, резьбовых и других соединениях и уплотнениях (места утечек можно обнаружить визуально, по звуку, запаху, нарушению земляного или снежного покрова);

• комплектность и затяжку шпилек, гаек и болтов соединений, а также правильность их установки.

Проверку и техническое обслуживание колонной обвязки следует проводить в течение всего периода эксплуатации скважины не реже, чем один раз в три дня (за исключением случаев, оговариваемых в дополнительных инструкциях).

Периодически, не реже одного раза в месяц, следует продувать трёхходовые вентили и измерять давление в межколонном пространстве. По мере необходимости производить окраску колонной обвязки для защиты её от коррозии.

При оборудовании скважин, при их освоении и эксплуатации необходимо установить надлежащий контроль за арматурой (с участием ответственного лица), строго соблюдать все требования охраны труда, техники безопасности и противопожарные правила.

Работающая фонтанная арматура обслуживается операторами круглосуточно. На участке обслуживания должны иметься: манометры, запасные краны, смазка, нагнетатель смазки (шприц), прокладки, штуцеры, комплект необходимых ключей и т.п.

При всех режимах работы скважины давление в фонтанной арматуре не должно превышать допустимого рабочего по паспорту (указывается в шифре арматуры).

При обслуживании фонтанных скважин осуществляется контроль за её параметрами работы. Операторы производят замеры буферного, затрубного и линейного давлений, определяют дебит скважины, отбирают пробы жидкости. Периодичность проведения замеров и отбора проб определяется эксплуатирующей организацией и обычно составляет 1 раз в три дня - замер давлений, 1 раз в неделю - отбор проб скважинной жидкости и определение дебита скважин. При отклонении параметров от режимных определяют причину и при необходимости осуществляют регулирование режима работы.

Все выявленные в процессе эксплуатации неисправности должны быть устранены. Проводимые операции по техническому обслуживанию и изменению режима эксплуатации необходимо регулярно записывать в предназначенные для этих целей журналы.
Контрольные вопросы:

1. Основные способы эксплуатации скважин.

2. Охарактеризуйте баланс энергии в скважине.

3. Какие типы фонтанирования существуют?

4. Какие существуют структуры газожидкостной смеси в НКТ?

5. Назначение фонтанной арматуры.

6. Назначение и состав манифольдов.

7. Классификация фонтанной арматуры.

8. По каким параметрам выбирается фонтанная арматура?

9. Как проводится изменение дебита фонтанной скважины?

10. Как устанавливается технологический режим работы фонтанной скважины?

11. Какие осложнения возникают при эксплуатации фонтанных скважин?

12. Методы борьбы с отложениями парафина при работе фонтанных скважин.

Фонтанные арматуры в зависимости от типа комплектуются задвижками с ручным, дистанционным и автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением-пневмоприводные от станции управления. Станция управления включает воздушные баллоны, пневмогидравлический насос, бак для жидкости и элементы пневмогидроавтоматики. Воздух для привода насоса берется от баллонов или воздушного компрессора. Станцией можно управлять дистанционно, для чего на сигнальной линии монтируется соленоидный пилотный клапан, срабатывающий от электросигнала с диспетчерского пункта.

Рис. 11.1. Функциональная схема автоматизации фонтанной скважины

1. Давление на буфере - измерение и сигнализация.

2. Давление в выкидной линии - измерение и сигнализация.

3. Давление затрубное - измерение и сигнализация.

4. Уровень в затрубном пространстве -измерение и сигнализация.

5. Температура в выкидной линии -измерение.

Автоматизация нефтяных скважин – это целый комплекс технических средств, обеспечивающих безопасную и бесперебойную работу оборудования в процессе бурения и последующей эксплуатации горных выработок.

Основными задачами, которые должна решать автоматизация процессов добычи нефти и газа на нефтяных промыслах, являются:

обеспечение автоматической защиты оборудования в случае возникновения аварийных ситуаций;
обеспечение контроля за технологическим режимом;
контроль за состоянием используемого оборудования.

Вне зависимости от применяемый технологий нефтедобычи, скважина должна быть оборудована средствами, обеспечивающими местный контроль давления в выкидной линии, расположенными в затрубном пространстве.

Автоматизация скважин фонтанного типа подразумевает обеспечение автоматического перекрытия выкидной линии при помощи отсекателя, если значение давления повышается на 0,5 мегапаскаля (к примеру, в случае появления парафиновой пробки), а также в случае внезапного снижения давления до 0,15 мегапаскаля (к примеру, в случае порыва трубопровода).

Автоматизация скважины, которая оборудована погружным насосом с электроприводом, должна обеспечивать:

автоматическое отключение электрического двигателя этого насоса в случае возникновения аварийной ситуации;
запуск и остановку двигателя по команде, подаваемой с групповой установки;
запуск и остановку электродвигателя в случае перерывов электроподачи;
самозапуск после возобновления подачи электричества;
перекрывание выкидного коллектора в случаях повышения и резкого падения давления.

Автоматизация скважины с ШГН (штанговым глубинным насосом) должна предусматривать:

автоматическое управление двигателем, приводящим в движение станок-качалку, в случае возникновения аварий;
отключение этого двигателя посредством импульса, подаваемого электроконтактным манометров при авариях;
самозапуск после перерыва в электроподаче двигателя станка – качалки.

Автоматизация групповых замерных установок (ГЗУ)

Расчетным контрольным давлением является 1,6 МПа, а блокировки – 4 МПа.

многоходовой переключатель скважины;
несколько установок для замеров дебита;
гидравлический привод;
отсекатели;
БМА (блок местной автоматизации).

Читать также: Почему происходит сокращение добычи нефти?

Добываемая продукция посредством выкидных линий попадает в многоходовой переключатель, работающий как в ручном, так и в автоматическом режиме. Каждое положение переключателя соответствует подаче на замерную установку сырья конкретной скважины. Затем добываемая продукция от этой скважины поступает в газовый сепаратор, который состоит из двух емкостей (нижней и верхней). Остальная продукция, не проходя через сепаратор, идет в сборный коллектор.

Нефть, попадая в верхнюю емкость сепаратора, постепенно стекает в нижнюю, где ее уровень начинает повышаться. Определенное положение поплавка закрывает заслонку сепаратора на газовой линии, что приводит к повышению давления, и нефть через расходомерный счетчик попадает в сборный коллектор. Затем уровень продукта в нижней емкости постепенно падает, поплавок спускается вниз и открывает заслонку газовой линии. Процесс повторяется несколько раз. Длительность каждого цикла находится в прямой зависимости от дебита конкретной скважины.

Блок БМА регистрирует скапливающиеся объемы жидкого продукта, который выходит из СР (счетчика – расходомера). Включение замера каждой следующей скважины происходит посредством гидравлического привода по команде, подаваемой с БМА.

Автоматизация сепарационных установок (СУ)

Водогазонефтяная смесь, после прохождения через ГЗУ, идет на сепарацию, где происходит отделение нефти от газа и частичное отделение её от воды.

В емкости сепаратора, на случай превышения в нем допустимого давления, предусматривается специальный предохранительный клапан. Автоматизация СУ должна обеспечивать:

автоматическую регулировку в сепараторе уровня нефти;
защиту установки в автоматическом режиме в случае аварийного повышения уровня или давления в емкости СУ;
подачу сигналов об авариях на диспетчерский пункт.

Добываемая смесь, после прохождения ГЗУ, попадает сепаратор гидроциклонного типа. Из нижней емкости СУ нефть через специальный через фильтр, обеспечивающий удаление механических примесей, идет на расходомер турбинного типа, а затем попадает в сборный коллектор. Газовая линия оборудована камерной диафрагмой, обеспечивающей измерение объема отделенного от нефти газа. Если давление превышает допустимое значение, срабатывает предохранительный клапан.

Читать также: Какова себестоимость добычи нефти в разных странах?

Уровень жидкости в СУ регулируется при помощи двух механических регуляторов, управление которыми осуществляется через сигналы, поступающие от датчиков поплавкового типа. В случае достижения жидкостью аварийного уровня, поплавковый датчик подает электрический сигнал на клапан соленоидного типа, который подает из осушителя сжатый воздух на пневматический привод задвижки, которая перекрывает входящую линию СУ.

Если давление в сепараторе достигает аварийного значения, электроконтактный манометр подает импульс на специальный клапан, через который сжатый воздух подается на пневмопривод задвижки, перекрывающей входящий поток продукции.

Фонтанная скважина производит поднятие продукции скважины до устья посредством пластовой энергии.

АСУ ТП фонтанных скважин предназначена для контроля параметров технологического процесса, управления исполнительными механизмами фонтанной скважины, а также предупреждения аварий.

Задача АСУ ТП
1. Контроль параметров (давления, дебита) технологического процесса.
2. Управление дебитом продукции на выходе скважины.
3. Предупреждение аварийных ситуаций при отклонении от заданных параметров работы скважин, в случае разгерметизации устья, при возникновении пожара.

Решение
АСУ ТП фонтанных скважин осуществляет автоматическое перекрытие выкидной линии посредством задвижки при повышении или понижении пороговых значений давления. Также АСУ ТП обеспечивает контроль наличия поступления жидкости из скважины.

АСУ ТП фонтанных скважин на базе ПТК "Инфолук"® представляет собой распределенную трехуровневую систему.

Уровень оборудования (входов/выходов- Input/Output-level). Это уровень датчиков, измерительных устройств, контролирующих управляемые параметры, а также исполнительных устройств, воздействующих на эти параметры процесса, для приведение их в соответствие с заданием. На этом уровне осуществляется согласование сигналов датчиков с входами устройства управления, а вырабатываемых команд с исполнительными устройствами.

Уровень управления оборудованием-Control level. Это уровень контроллеров (ПЛК-PLC, Programable Logic Controller). ПЛК получает информацию с контрольно-измерительного оборудования и датчиков о состоянии технологического процесса и выдает команды управления, в соответствии с запрограммированным алгоритмом управления, на исполнительные механизмы.

Уровень промышленного сервера, сетевого оборудования, уровень операторских и диспетчерских станций. На этом уровне идет контроль хода производства: обеспечивается связь с нижними уровнями, откуда осуществляется сбор данных, визуализация и диспетчеризация (мониторинг) хода технологического процесса. Это уровень HMI, SCADA. На этом уровне задействован человек, т.е. оператор (диспетчер).

В зависимости от объемов автоматизации технологического процесса предлагаются различные варианты шкафов управления фонтанными скважинами.

Функционально АСУ ТП фонтанных скважин обеспечивает:
- Дистанционное управление фонтанной арматурой;
- Измерение технологических параметров (давление, дебит скважины);
- Автоматическое управление фонтанной арматурой в аварийных ситуациях;
- Аварийную, пожарную охранную сигнализацию;
- Контроль состояния фонтанной арматуры;
- Формирование отчётов и графиков по запросу, генерирование сводок.

Пример основных позиций типовой спецификации для
ШУ фонтанными скважинами на базе контроллера Cilk:
ШУ ЗД ИНФОЛУК-19-10 в составе:
Шкаф 600 x 600 x 250 мм -1шт.;
Контроллер CILK, 16DI, 4AI, 4DO -1шт.;
Блок питания с функцией UPS, 13.8 В, 96 Вт -1шт.;
Аккумулятор 12В 7,2 Ач -1шт.;
Выключатель автоматический 2P 16 А, характристика С -1шт.;
Реле промежуточное 5 А 220 В AC -4шт.;
Барьер искрозащиты цепей подключения датчиков с токовым выходом (4…20mA) -2шт.;
Реле универсальное электромеханическое 2 контакта CO 8A катушка 230 В AC -2шт.;
DC / DC Преобразователь 9.2 ~ 18VDC / 24VDC мощностью 15 Вт -1шт.;
Преобразователь интерфейсов RS232/485 -1шт.;
Радиостанция мобильная VHF диапазон частот 400-470МГц. -1шт.;
Антенна диапазон 405-512 МГц 8,5дБ, N female -1шт.;
Грозоразрядник -1шт.;
Прикладное программное обеспечение;
Комплект документации.

Читайте также: