книги / Элементы и структуры систем автоматизации технологических процессов нефтяной и газовой промышленности

возможности аналоговых регуляторов оказались малоэффективными. Успешное решение этой проблемы стало возможным только на основе применения микропроцессорных устройств.

6.1.2. Микропроцессорная система управления процессом бурения нефтяных или газовых скважин

Использование микропроцессорных систем для управления процессом бурения позволило не только успешно решить проблему эффективного регулирования технологического процесса бурения скважин, но и обеспечить своевременную передачу

иоперативную обработку информации о параметрах этого технологического процесса. Структура такой системы в упрощенном варианте показана на рис. 81.

Система автоматизированного управления бурением нефтяных и газовых скважин имеет многоуровневую структуру. На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней. Основное назначение элементов этого уровня системы − сбор и обработка информации о результатах бурения, а также сбор и архивирование информации об аварийных ситуациях, возникающих в процессе бурения скважин, управление скоростью бурения

ивеличиной допустимой нагрузки на долото. Компьютер этого уровня связан со структурными элементами нижних уровней системы через последовательный порт по физическому прото-

колу RS-485.

На уровне управления (нижний уровень) в этой системе расположен ПЛК локального типа, связанный по системной шине ISA с портами и модулями расширения. По этой шине процессор CPU контроллера передает портам и модулям расширения команды или получает от них цифровые сигналы для их дальнейшей обработки.

141

На самом нижнем (полевом) уровне расположены датчики иисполнительные устройства, подключенные к соответствующим портам самогоконтроллераилик портаммодулей расширения.

На технологической схеме (см. рис. 77) буровой установки показан лишь минимальный набор датчиков и исполнительных устройств. К ним относятся датчики: 1 − оборотов ротора, 2 − оборотов вала лебедки, 3 − числа ходов плунжера насоса, 4 − веса колонны ГИВ-6, 5 − усилия тормоза лебедки, 6 − скорости подачи долота, 7 − давления бурового насоса. В состав исполнительных устройств входят: 8 − частотный регулятор привода ротора, 9 − частотный регулятор двигателя бурового насоса, 10 − двигатель буровой лебедки. Эти устройства подключены к соответствующим модулям управляющего контроллера.

Процесс управления бурением выполняется SCADAпрограммой, которая хранится в памяти ПЛК. С помощью программного пакета контроллером на основе сигналов датчиков регулируются: частота вращения ротора, количество подаваемого в скважину бурового раствора, необходимое давление бурового раствора.

На верхний уровень этот контроллер пересылает данные о фактическом состоянии элементов системы и об уровне параметров технологического процесса бурения. Переданные на верхний уровень данные обобщаются в головном компьютере и архивируются сервером этого уровня. Из этих данных особо выделяются сведения об аварийных ситуациях, которые также архивируются для последующего их анализа.

6.2.Автоматизация процесса добычи

ипервичной подготовки нефти

После вскрытия бурением скважин нефтеносных горизонтов и их обустройства оборудованием, необходимым для добычи нефти, начинается сам процесс добычи этой нефти.

Добыча нефти может осуществляться тремя способами: фонтанным, насосным и газлифтным. Независимо от способа добычи на устье скважины всегда устанавливают запорную аппаратуру

143

и средства контроля давления как в рабочей колонне, так и в выкидной линии, а при необходимости и в затрубном пространстве. Однако при любом способе добычи нефти оборудование, установленное в скважине, должно работать в автоматическом режиме без постоянного присутствия оперативного персонала.

Фонтанный способ добычи нефти применяется на началь-

ной стадии разработки месторождения, когда уровень пластового давления достаточен для свободного выноса нефтегазовой смеси на устье скважины. При автоматизации этого способа добычи нефти кроме датчиков давления, установленных в рабочей колонне и на выкидной линии, предусматривается установка отсекателя, автоматически перекрывающего выкидной трубопровод при возникновении в нем давления выше установленного значения или в случае его порыва.

Насосный способ добычи нефти применяется тогда, когда пластовое давление снижается до уровня, недостаточного для свободного выноса нефти по рабочей колонне на устье скважины. В этом случае для откачки нефти применяют электропогружные и штанговые насосы.

При электропогружном способе добычи нефти насос со специальным электродвигателем, расположенный в скважине на уровне нефтеносного пласта, выносит нефть на устье скважины за счет создаваемого им дополнительного подпорного давления.

При выносе нефти на устье скважины дополнительное подпорное давление в рабочей колонне может создаваться штанговым насосом поршневого типа, возвратно-поступательное движение поршня которого осуществляется через систему штанг с помощью специальной установки (станка-качалки), установленной на дневной поверхности. При насосном способе добычи нефти устье скважины оборудуется так же, как и при фонтанном способе добычи.

При газлифтном способе добычи нефти дополнительное давление на жидкую фракцию нефтяного пласта может создаваться попутным газом или воздухом, нагнетаемым под определенным давлением в затрубное пространство скважины. За счет этого давления нефть достигает устья скважины.

144

Добыча и первичная подготовка нефти производится по следующей технологии (рис. 82).

Рис. 82.Технология добычи и первичной подготовки нефти

Нефтяные скважины с различными способами добычи (1 − газлифтным, 2 − насосным, 3 − фонтанным) подсоединены к общему коллектору 4, из которого одна из скважин подключается к измерительному сепаратору (ИС).

После замера дебита в конкретной скважине нефть снова возвращается в общий коллектор. Для повышения эффективности последующего процесса первичной подготовки нефти ее нагревают (особенно в зимний период) в печи 5, а затем направляют в сепараторы 7 и 8. На этих установках происходит первичное отделение от исходной смеси газовой фракции, после чего газ поступает в газовую линию, а дожимная насосная станция 9 повышает давление в линии жидкой фракции, связанной с концевым сепаратором 10. В концевом сепараторе происходит дальнейшее отделение попутного газа в газовую линию.

После этого технологического процесса жидкая фракция направляется в установку предварительного сброса воды 11, там происходит ее разделение на воду и нефть с частичным выделением остатков газовой фракции. Из этой установки вода направляется в установку очистки воды 18, а нефтяная фракция в уста-

145

новке 12 подвергается дальнейшему обезвоживанию и обессоливанию за счет обработки химическими реагентами. Эта установка связана с газовой линией, куда поступает отделившийся газ, а также имеет связь с линией отвода воды, которая направляется на очистку в установку 18. По нефтяной линии эта установка связана с установкой 13, где происходит извлечение легких углеводородных фракций, препятствующих нормальной транспортировке товарной нефти по трубопроводам.

Учет количества и качественного состава товарной нефти происходит в установке 14. При соответствии качества товарной нефти установленным требованиям она направляется по трубопроводу на нефтеперерабатывающий завод.

Газовая линия этого технологического цикла связана с компрессорными станциями 15 и 16, одна из которых (16) через распределительный пункт 6 нагнетает газ в скважины 1 с газлифтным способом добычи. Другая компрессорная станция по трубопроводу 17 транспортирует газ на газоперерабатывающую установку.

Линия сброса воды после очистки на установке 18 направляет воду в водосборники (отстойники) 19 и 20, откуда кустовая насосная станция 21 закачивает ее в нагнетательные скважины 22, расположенные на периферии нефтеносного пласта.

6.2.1. Автоматизация группового замера дебита скважин

Автоматизированный замер дебита куста нефтяных скважин осуществляется на групповой измерительной установке «Спутник» (рис. 83), которая имеет несколько модификаций.

К кусту нефтедобывающих скважин эта установка подключается через систему трубопроводов 1, соединенных с переключателем скважин многоходовым (ПСМ). Этот переключатель через переключающее устройство 3 подключает одну из скважин к измерительному сепаратору 5, а остальные скважины куста через сливную полость 2 соединяются с общим коллектором 12. Управляемые задвижки 4 регулируют потоки в измерительной и сливной магистралях. Отсекатели 11 и 13 (обратные кла-

146

паны) предназначены для аварийного перекрытия коллектора и измерительной магистрали при аварийной ситуации, прежде чем сработают управляемые задвижки 4.

Измерительный сепаратор состоит из герметичной емкости 5, в которую через верхний патрубок 6 поступает газонефтеводяная смесь. В верхней части емкости расположен газовый патрубок 7, связанный с газовым клапаном 9, который управляется положением поплавкового регулятора 8. Нижний выходной патрубок емкости 5 соединен с расходомером 10.

При нижнем положении поплавка регулятора 8 клапан 9 открыт, поэтому газовая фракция из поступающей смеси свободно перетекает через него в общий коллектор 12. При этом внутри емкости 5 давление газа поддерживается на минимальном уровне, в результате чего жидкая фракция смеси свободно заполняет ее внутреннюю полость, уровень этой жидкости повышается до верхней отметки.

Рис. 83. Функциональная схема установки «Спутник»

Когда этот уровень достигнет верхней отметки, газовый клапан закрывается регулятором 8, в результате этого давление газа во внутренней полости емкости 5 повышается до предельного уровня. Под действием давления жидкая фракция вытесняется через нижний патрубок и расходомер в общий коллектор

147

12. Этот процесс продолжается до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет нижней отметки. Если это произойдет, то газовый клапан 9 снова открывается и процесс наполнения емкости возобновляется.

Подключение конкретной скважины к измерительному сепаратору осуществляется через ПСМ (рис. 84).

Этот переключатель патрубками 11 соединяется с трубопроводами устьевой обвязки каждой скважины куста. В свою очередь, эти патрубки радиально расположены в цилиндрическом корпусе переключателя, во внутренней полости которого помещается полый изогнутый патрубок 9, жестко соединенный с поворотным механизмом переключателя. Этот механизм состоит из кулачкового храповика 7, жестко посаженного на поворотном валу, на котором свободно вращается шестерня 8. Эта шестерня с одной стороны имеет связь с храповиком 7 через его зубчатую нарезку, а с другой стороны эта шестерня через зубчатую рейку связана со штоком 5 поршня гидроцилиндра 4. Во внутреннюю полость гидроцилиндра подается рабочая жидкость от насосной установки 3. На поворотном валу также жестко закреплены два кулачковых диска 1 и 2, с помощью которых импульсно замыкаются контакты К1 и К2, предназначенные для автоматического управления ориентацией переключателя на конкретную скважину.

Рис. 84. Функциональная схема переключателя скважин многоходового (ПСМ)

148

При включении насоса 3 рабочая жидкость подается в гидроцилиндр 4, поршень которого, сжимая пружину 12, перемещает шток 5. Зубчатая нарезка (зубчатая рейка) на его конце входит в зацепление с шестерней 8. На торцевой поверхности этой шестерни имеются зубья с упорной косозубой нарезкой, которые входят в упорный контакт с подобными зубьями храповика 7. В результате этого при перемещении штока гидроцилиндра храповик вместе с шестерней поворачивается. Храповик 7 жестко связан с поворотным валом, одновременно являющимся осью поворота изогнутого патрубка 9.

При совместном повороте этой системы изогнутый патрубок при конечном положении поршня в гидроцилиндре устанавливается напротив отверстия очередного радиального входного патрубка 11. В этом случае устье очередной скважины через патрубки 11 и 10 соединяется с измерительным сепаратором. Все остальные радиальные патрубки, соединенные со скважинами, в это время сливают поступающую смесь в общий коллектор через патрубок 13.

При подключении очередной скважины к измерительному сепаратору один из кулачков диска 2 замыкает контакт К2, с помощью которого система автоматики регистрирует это подключение, а также считает количество последовательных поворотов. При замыкании контакта К2 привод насоса останавливается и поршень гидроцилиндра 4 пружиной 5 возвращается в исходное положение, при этом торцевые зубья шестерни 8 проскальзывают по зубьям храповика 7 в обратном направлении, сжимая при этом пружину 6. При обратном движении поршня изогнутый патрубок 9 остается неподвижным совместно с храповиком.

Полный оборот изогнутого поворотного патрубка 9 фиксируется замыканием контакта К1, которое обеспечивается единственным кулачком диска 1.

Подключение скважин к измерительному сепаратору может быть последовательным или целенаправленным. Каждый из этих процессов управления автоматически выполняется по отдельному алгоритму.

149

Управление работой групповой измерительной установки осуществляется автоматизированной системой (рис. 85).

Рис. 85. Структура системы автоматизированного управления работой групповой измерительной установки

На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней. На уровне управления (нижний уровень) в этой системе расположен ПЛК локального типа, процессор CPU которого связан по системной шине ISA с портами и модулями расширения.

На самом нижнем (полевом) уровне расположены датчики и исполнительные устройства, подключенные к соответствующим портам модулей расширения. К модулю дискретного ввода подключены датчик положения газового клапана, датчик верхнего уровня жидкости в измерительном сепараторе, датчики К1 и К2 переключателя скважин, кнопка К3 и кнопки I1 − I12, с помощью которых производится постановка на замер конкретной скважины.

К модулю импульсного ввода подключают импульсный датчик, предназначенный для замера расхода жидкой фракции смеси.

150