Тема: автоматизация фонтанных скважин
Исполнитель : Кириллов Андрей Владимирович, студент группы 941об
Руководитель - Русинов В.Л., руководитель СКБ "Промышленная робототехника и автоматизация"
Фонтанная скважина - скважина, в которой нефть поднимается на поверхность за счет естественной энергии нефтяного пласта. Оборудованием для подъема нефти служат специальные фонтанные (лифтовые) трубы, обычно опускаемые до кровли продуктивного пласта и оснащенные на конце воронкой.
Устройство фонтанной скважины:
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:
1. автоматическое отключение электрического двигателя этого насоса в случае возникновения аварийной ситуации;
2. запуск и остановку двигателя по команде, подаваемой с групповой установки;
3. запуск и остановку электродвигателя в случае перерывов электроподачи;
4. самозапуск после возобновления подачи электричества;
5. перекрывание выкидного коллектора в случаях повышения и резкого падения давления.
Автоматизация скважины с 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)
Использование автоматизированных замерно-сепарационных установок типа «Спутник-А» подразумевает:
Расчетным контрольным давлением является 1,6 МПа, а блокировки - 4 МПа.
В состав установки «Спутник - А» входят:
•многоходовой переключатель скважины;
•несколько установок для замеров дебита;
•гидравлический привод;
•отсекатели;
•БМА (блок местной автоматизации).
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.
Работа установки «Спутник-А» происходит по заранее заданной программе, которая подразумевает поочередное включение каждой скважины на определенный промежуток времени.
Помимо «Спутника - А», также используются установки типов «Спутник-Б» и «Спутник-В», в которых возможно применение автоматических влагомеров непрерывного принципа действия, с помощью которых определяется количество воды в добываемой продукции. Возможно оборудование таких установок автоматическими замерными средствами для измерения газосодержания.
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.
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.
Автоматизация дожимных насосных станций (ДНС)Блок сепарации должен обеспечивать:
•измерение значения давления в емкости при помощи манометра;
•сигнализацию о достижении предельного давления;
•автоматическую регулировку давления в емкости для сепарации нефти посредством клапана отсекателя;
•автоматическую регулировку в емкости уровня продукции;
]•сигнализацию достижения нефтью верхнего и нижнего аварийных уровней.
Работа насосного блока должна обеспечивать:
1. автоматизацию регулирования давления в буферной сеперационной емкости;
2. автоматическую регулировку в ней уровня жидкости;
3. управление насосом в автоматическом режиме согласно значению уровня в емкости с периодической откачкой;
4. автоматизацию включения резервного насоса;
5. автоматический контроль за температурами подшипников в насосе и в его двигателе;
6. защиту электрического привода насоса от чрезмерных перегрузок и от возникновения коротких замыканий;
7. замеры давления на входе и на выходе насоса;
8. автоматическое выключение насосного оборудования в случае аварийного понижения давления в трубопроводе;
9. измерение тока в электрическом двигателе и значений напряжений в каждом насосе;
10. автоматизацию защиты насосного оборудования в случае превышения предельно допустимых температурных значений в подшипниках самого насоса и его привода;
11. пожарную сигнализацию и сигнализацию загазованности в помещении ДНС;
12. автоматическую связь с диспетчерским пунктом, сигналы которой извещают его о срабатывании защиты и расшифровывают причины такого срабатывания.
Блок емкости для дренажа обеспечивает:
•автоматизацию контроля в емкости уровня нефти;
•управление (в автоматическом режиме) погружением насоса согласно текущему уровню продукции в емкости;
•сигнализацию о состоянии насосов в операторную.
Общие требования к автоматизации ДНС:
•обеспечение сигнализации о предельных приемных и выходных давлениях на станции;
•возможность сигнализации о наличие в насосном помещении загазованности;
•управление вентиляцией (автоматическое);
•возможность отключения насосов в случае сильной загазованности;
•аварийная пожарная сигнализация.
•обеспечение сигнализации о параметрах загазованности на площадках объектов, расположенных на территории ДНС.
