XV Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2023

Введение

Нефтяная отрасль в России является ведущей. Производственный процесс добычи нефти состоит из последовательных этапов, начиная с поднятия сырья на поверхность и заканчивая доставкой продукта потребителю. При управлении этим процессом возникает вопрос об автоматизации. В основе автоматизации технологических процессов нефтепроизводства лежит отстранение персонала от прямого участия в производственном процессе. Автоматизация технологических процессов нефтепроизводства может включать комплексную АСУ ТП нефтяного месторождения или автоматизацию отдельных участков. Объектами автоматизации могут быть: цеха добычи и перекачки нефти, пункты сбора и подготовки, кустовые насосные станции, нефтесети, нефтепроводы, установки пожаротушения, нефтебазы, насосные станции, склады ГСМ, пункты сдачи нефти, объекты транспорта нефти, объекты нефтепереработки, объекты электроснабжения. В зависимости от задач предприятия нефтяной отрасли используют такие системы, как: система вертикального бурения скважин; система регулирования давления; система откачки утечек нефти; система высоковольтного и низковольтного электроснабжения; система пожарной сигнализации и пожаротушения и различные вспомогательные системы. В рамках проекта АСУ ТП нефтегазового предприятия к технологическим процессам относят: добычу нефти, подготовку и транспорт, а к процессам управления производством: учет нефти, диспетчерское управление, производственную отчетность. Потребность компаний нефтегазового сектора в автоматизации процессов объясняется географическими масштабами деятельности, необходимостью соответствия экологическим нормам и повышенными требованиями к промышленной безопасности нефтебаз. Кроме этого, большинство месторождений – это территории особого порядка недропользования, входящие в категорию труднодоступных и удаленных с трудноизвлекаемыми ресурсами нефти.

1 Автоматизация фонтанных скважин

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от особенности продуктивных пластов из которых добывается сырье, а также его свойств. Кроме того, эксплуатация скважины зависит от степени обводненности и показателей внутрипластового давления. При фонтанном методе эксплуатации для извлечения сырья на поверхность используется энергия самих продуктивных пластов. Главное достоинство данного метода заключается в дешевизне, так как не затрачиваются дополнительные ресурсы для подъема сырья на поверхность. Благодаря этому отпадает необходимость применения дополнительного оборудования, что значительно сокращает затраты. [4]

Фонтанный метод добычи нефти - метод эксплуатации скважин нефтяных месторождений, осуществляющийся путем подъема сырья на поверхность за счет пластового давления. Фонтанные скважины могут оснащаться оборудованием и в области забоя, и на устье. В случае, если в районе продуктивных пластов породы отличаются высокой прочностью, то может использоваться технология открытого забоя, когда колонна доходит до верхней части пласта, и вскрытие производится на полную мощность. При неустойчивых горных породах, высоком риске осыпания песка забойную область следует укреплять обсадной трубой и цементировать пространство за ее пределами. Приток жидкости при этом создается посредством перфорирования по нижнему краю трубы.[8]

Рисунок 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.[4]

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. Без автоматизации невозможна безопасная эксплуатация скважин на месторождении. И таким месторождением является Астраханское газоконденсатное месторождение. Астраханское газоконденсатное месторождение, открытое в 1976 году, не имеет аналогов в России и характеризуется повышенным содержанием агрессивных компонентов в составе газа, их коррозионной агрессивностью и токсичностью, наличием аномально высокого пластового давления с высоким конденсатным фактором, а также сложным геологическим строением залежи. Пластовая смесь, извлеченная из продуктивного пласта, находящегося на глубине 3900-4100 метров с начальным пластовым давлением 63,5 МПа и температурой 1070С, содержит до 25% сероводорода, до 15% углекислого газа и газовый конденсат до 20 г/м3. Поэтому здесь автоматизация является неотъемлемым и обязательным требованием технологического процесса добычи и транспортировки углеводородов. Именно для этого месторождения, начиная с 1998 года, финансово-промышленная компания «Космос-Нефть-Газ» начала разрабатывать, изготавливать и поставлять российское оборудование, обеспечивающее автоматизированную добычу газокондесата, взамен импортного. Наиболее ответственным таким оборудованием является станция фонтанного комплекса СФК-60.Станция совместно с пилотными устройствами и плавкой вставкой, входящими в состав станции, предназначена для дистанционного, автоматического и ручного управления фонтанной арматурой. СФК 60 управляет стволовой задвижкой (СЗ) и боковой задвижкой (БЗ) посредством пневмопривода и подземным клапаном-отсекателем (ПКО) посредством гидравлического привода. Сегодня уже назрела необходимость модернизации этой станции. И в настоящее время по заданию ООО «Газпром-добыча-Астрахань» ведут такие работы. Новая станция, которая придет на смену СФК-60, будет иметь в своем составе электронный блок управления. Блок управления на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) предназначен для сбора и обработки аналоговых и дискретных информационных сигналов с первичных преобразователей и приборов, которые оснащены HART протоколом, позволяющим осуществлять контроль за их состоянием, а также для формирования и выдачи управляющих воздействий на объекты управления. Блок управления реализовывает выполнение заданного алгоритма работы станции в автономном и дистанционном (от АСУ ТП скважины) режимах управления ФА. Информация с блока управления как передается в АСУ ТП, так и отображается на электронном дисплее станции. Меняется положение дел не только на таких сложных месторождениях, как Астраханское. При разработке новых месторождений, таких как Бованенковское, характеризующихся не столько агрессивностью добываемых углеводородов, сколько суровыми северными условиями расположения, уже на этапе проекта по обустройству месторождения предусматриваются системы автоматического управления технологическим процессом добычи углеводородов, в том числе и станцией управления фонтанными арматурами. Специально для таких условий была создана станция управления фонтанными арматурами СУФА-12. Станция успешно прошла приемочные испытания и опытно-промышленную эксплуатацию на КГС №17 Юбилейного НГКМ  [9]

Насосный способ добычи нефти

Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа и, в принципе, мало чем от него отличается.[1] Этот способ эксплуатации подразумевает подачу недостающей энергии в продуктивный с поверхности. Носителем этой энергии выступает сжатый газ, подающийся по специальным каналам.[6] Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным. Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения. Несмотря на то, что данный способ отличает простота обслуживания скважин, и он максимально удобен для подъема больших объемов нефти с высоким содержанием газа, он становится всё менее востребованным из-за того, что требует больших затрат на строительство компрессорных станций и газопроводов высокого давления. В настоящее время газлифтным способом добывается не более 5% нефти в России. Фонтанный и газлифтный (компрессорный и бескомпрессорный) способы до­бычи нефти эффективны при достаточной пластовой энергии и значительном га­зовом факторе. По мере разработки месторождения пластовая энергия исто­щает­ся, увеличивается обводненность добываемой жидкости, уменьшается отно­сительное содержание газа в отбираемой смеси. Уровень отбираемой жид­кос­ти в скважине снижается. Фонтанный способ добычи нефти становится не­воз­можным, а компрессорный — неэффективным, и тогда они сменяются на­сос­ным способом добычи нефти. Для добычи нефти используются штанговые и бесштанговые насосы. Штан­говые насосы имеют наземный (поверхностный) привод, скважинный на­сос и длинную связь между ними, которая представляет собою колонну, сос­тав­лен­ную из металлических штанг. Бесштанговые насосы имеют скважинный насос и скважинный привод на­со­са, непосредственно соединенные между собой. Энергия к приводу насоса под­водится по кабелю (при электроприводе) или по трубопроводу (при гидро- или пневмоприводе). Благодаря отсутствию длинной механической связи меж­ду приводом и насосом бесштанговые насосы имеют большую мощ­­ность, чем штанговые. Это дает возможность поддерживать большие отбо­ры жидкости некоторыми видами бесштанговых насосов. К таким насосам преж­де всего относятся погружные центробежные насосы с электроприводом. Ими производится наибольший отбор жидкости и нефти из скважин при на­сос­ной эксплуатации. В Российской Федерации установками погружных цент­ро­беж­ных насосов, имеющих аббревиатуру УЭЦН (установки электроприводных цент­робежных насосов), оснащено более 35% всех нефтяных скважин и до­бы­вает­ся более 65% всей нефти.

При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств умень­шения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются за­щит­ные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реа­гентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спус­кае­мы­ми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как стан­ция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Меж­ремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в сред­нем около года. Применение новых конструктивных разработок, а также усо­вершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5—2 раза. [1]

Рисунок 2 - Схема автоматизации нефтяной скважины, оборудованной электропогружным насосом.

Схема предусматривает установку станции управления 2 типа ПГХ 5071 или ПГХ 5072 электроконтактного манометра 4 типа ВЭ-16РБ, разгруженного отсекателя 1 типа РОМ-1 и устройство 3 для за­пуска шаров, очищающих трубы от парафина. Система обеспечивает отключение двигателя при аварийных режимах, а также пуск и остановку по команде с групповой установки и самозапуск при перерывах подачи электроэнергии. Обеспечивается защита выкидного коллектора при временном фонтанировании, автоматическое отключение установки при коротком замыкании и перегрузке. С помощью отсекателя РОМ-1 осуществляется перекрытие выкидного коллектора при превышении и резком снижении давления (прорыв трубопровода).[5]

Рисунок 3 - Схема автоматизированной нефтяной скважины, оборудованной глубиннонасосной установкой типа СКН

Схемой предусмотрено оснащение установки блоком управления 1, инерционным магнитным выключателем ИМВ-1М-2 и электро­контактным манометром типа ВЭ-16РБ-3. Системой автоматиза­ции обеспечивается автоматическое управление электродвигате­лем станка-качалки при аварийных режимах: отключение при срыве штанг и поломках редуктора, при токовых перегрузках, коротких замыканиях и обрывах фаз, отключение электродвига­теля по импульсу от электроконтактного манометра при аварий­ных ситуациях на групповой установке и индивидуальный само­запуск станка-качалки после перерыва в снабжении электро­энергией. Предусмотренный в схеме автоматизации инерционный магнитный выключатель предназначен для автоматического отключе­ния двигателя станка-качалки при обрыве штанг и полированного штока, при поломках кривошипно-шатунного механизма и редуктора.[5] 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.

По статистике, доля скважин в России, оборудованных УШГН,— 34%. На УЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью УЭЦН, что говорит о большей эффективности именно этого способа.[1,2]

3 Автоматизированные групповые замерные установки.

Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор. Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины. В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР). Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Установка «Спутник-А» работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время. Кроме установки «Спутник-А», применяются установки «Спутник-Б» и «Спутник-В», в некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа.[10]

Рисунок 4 - Схема установки «Спутник-А» 1 - выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин; 4 - роторная каретка переключателя; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка на газовой линии; 8 - турбинный расходомер; 9 - уровнемер (поплавковый); 10 - гидропривод; 11 - электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - силовой цилиндр.[10]

4 Автоматизация сепарационных установок

Нефтяная смесь, после измерения дебита на групповых из­мерительных установках поступает в сепарационные установки, где отделяется нефть от газа и частично от воды. Это разделение осу­ществляется для: а) получения нефтяного газа, используемого как топливо или как химическое сырье; б) уменьшения интенсивности перемешивания нефтегазового потока и снижения возможности об­разования нефтяных эмульсий; в) уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтяной смеси по сборным коллекторам до дожимной насосной станции или установки подготовки нефти. Для первичной сепарации нефти и газа, а также оперативного измерения объема отсепарированной нефти, выделившегося газа и обеспечения дальнейшего транспорта нефти по нефтепромысло­вым трубопроводам применяют блочные автоматизированные сепа­рационные установки: СУ2-750, СУ2-1500 и СУ2-3000, имеющие пропускную способность соответственно 750, 1500 и 3000 м³/сут. [7] Процесс разделения нефтяного газа и легких нефтяных фракций перед тем как осуществлять дальнейшую переработку нефти называется стабилизацией сырья.

Существует два способа стабилизации:

-Сепарация нефти, представляющая собой отделение попутного газа путем испарения в условиях пониженного давления.

-Ректификация - отбор легких фракций путем нагрева и последующей конденсации, которые позволяют совершить разделение углеводороды до заданной стабилизационной глубины.

Сепарация происходит в специальных установках - сепараторах. Сепарация нефтяных смесей дает возможность  подготовить полученное со скважин промысловое сырьё к его дальнейшей транспортировке на предприятия перерабатывающей промышленности, где из него получают широкий спектр практически применимых нефтепродуктов. Смесь после измерения дебита на ГЗУ поступает в СУ, где нефть отделяется от газа и частично от воды. В случае превышения давления в емкости предусмотрен предохранительный клапан 2. Схема автоматизации СУ обеспечивает автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, автоматическую защиту установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе, передачу аварийных сигналов на диспетчерский пункт. Газонефтяная смесь после ГЗУ поступает в гидроциклонный сепаратор 3. Из нижней сепарационной емкости нефть проходит через фильтр 11 и далее, очищенная от механических примесей, через турбинный расходомер 12 в нефтесборный коллектор. На газовой линии смонтирована камерная диафрагма 5 для измерения объема отсепарированного газа. В случае превышения допустимого значения предусмотрен предохранительный клапан 2. Уровень в сепараторе регулируется двумя механическими регуляторами уровня 7 и 9. Регуляторы получают управляющие сигналы от поплавковых датчиков 6 и 8. Если уровень жидкости в сепараторе достигнет аварийной отметки, поплавковый сигнализатор 10 уровня подаст электрический сигнал на соленоидный клапан 14, который направит сжатый воздух из осушителя 4 на пневмопривод задвижки 13. При этом будет перекрыта линия, по которой газонефтяная смесь поступает на установку. В случае аварийного превышения давления импульс от электроконтактного манометра 15 воздействует на клапан 14, который подаст сжатый воздух на пневмопривод задвижки 13, и поступление газонефтяной смеси на установку прекратится. [10]

Рисунок 5 - Схема блочной сепарационной установки

Автоматизация сепарационной установки должна обеспечить автоматический контроль уровня нефти, защиту установки в случае аварийной ситуации и передавать отчет о работе системы диспетчеру.

Регулировка уровня жидкости в сепарационной установке осуществляется при помощи механических регуляторов, управление которыми происходит через сигналы, подаваемые датчиками поплавкового типа. При достижении критического уровня датчик подает сигнал на клапан, который подает из осушителя сжатый воздух на пневматический привод задвижки, которая перекрывает входящую линию сепарационной установки.[3]

При достижении критического значения давления, манометр подает сигнал на клапан, через который сжатый воздух подается на пневмопривод задвижки, которая перекрывает входящий поток сырья. Сепарация нефтяных смесей и природного газа дает возможность  подготовить полученное со скважин промысловое сырьё к его дальнейшей транспортировке на предприятия перерабатывающей промышленности, где из него получают широкий спектр практически применимых  нефтепродуктов.[8]

5 Нефтепромысловые резервуары и их элементы

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 17) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой конической или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сторона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сваренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резервуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык. Днище резервуара сварное, располагается на песчаной подушке, обработанной с целью предотвращения коррозии битумом, и имеет уклон от центра к периферии. Этим обеспечивается более полное удаление подтоварной воды. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа РВСПК) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 18). Роль крыши у них выполняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверхности жидкости. Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам: дисковая, однослойная с кольцевым коробом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны,т. к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее - к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наиболее металлоемки, но и наиболее надежны, т. к. пустотелые короба, обеспечивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перегородками на отсеки. Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) - это резервуары, по конструкции аналогичные резервуарам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном. Подобно плавающей крыше понтоны перемещаются по направляющим трубам, снабжены опорными стойками и уплотняющими затворами, тщательно заземлены. Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тип РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и поставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м³. На нефтеперекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости дли сбора утечек. Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные. Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении. Резервуары типа ЖБР требуют меньших металлозатрат, чем стальные. Однако в процессе их эксплуатации выявился ряд недостатков. Прежде всего, существующие конструкции перекрытия железобетонных резервуаров не обладают достаточной герметичностью и не предотвращают проникновение паров нефти (нефтепродукта) из резервуара в атмосферу. Другая проблема - борьба со всплыванием резервуаров при высоком уровне грунтовых вод. Существуют трудности с ремонтом внутреннего оборудования железобетонных резервуаров. В силу перечисленных и ряда других причин резервуары типа ЖБР в настоящее время не сооружаются.

Рисунок 6 - Вертикальный цилиндрический резервуар

1 - корпус; 2 - щитовая кровля; 3 - центральная стойка; 4 - шахтная лестница; 5 - днище

Рисунок 7 - Резервуар с плавающей крышей

1 - уплотняющий затвор; 2 - крыша; 3 - шарнирная лестница; 4 - предохранительный клапан; 5 - дренажная система; 6 - труба; 7 - стойки; 8 – люк.[10]

Заключение

В данном реферате проведен обзор автоматизированных систем производственных процессов разработки на нефтяных месторождениях. Была рассмотрена сепарационная установка для отделения нефти от различных примесей, оснащенная автоматикой для предотвращения аварий. Рассмотрены автоматизированные системы добычи фонтанным и насосным способами. Рассмотрены автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник-А». Также было рассмотрены основные элементы нефтепромысловых резеруаров.

Список литературы:

1.Казак А.С., Росин И.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. — М.: Недра, 1973. — 230 с

2. Зайцев Ю.В., Чичеров Л.Г., Ивановский В.Н. и др. Гидроштан­говые насосные установки для добычи нефти: Обзор, инфор­мация. — М.: ЦИНТИхимнефтсмаш, 1987. — 50 с.

3. Как достигается автоматизация нефтедобычи? [Электронный ресурс] URL: https://neftok.ru/dobycha-razvedka/avtomatizatsiya-neftedobychi.html (дата обращения: 15.11.2022)

4.Автоматизация фонтанных скважин [Электронный ресурс] URL: https://studopedia.ru/6_145130_avtomatizatsiya-fontannih-skvazhin.html(дата обращения: 15.11.2022)

5.Автоматизация фонтанных скважин [Электронный ресурс] URL: https://studfile.net/preview/5761441/page:15/ (дата обращения: 15.11.2022)

6.Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин? [Электронный ресурс] URL: https://neftok.ru/dobycha-razvedka/gazliftnaya-ekspluatatsiya-neftyanyh-skvazhin.html(дата обращения: 15.11.2022)

7. Автоматизированные сепарационные установки [Электронный ресурс] URL: https://studfile.net/preview/8957353/page:74/(дата обращения: 15.11.2022)

8.Исследования фонтанного типа скважин [Электронный ресурс] URL:http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/issledovaniya-fontannogo-tipa-skvazhin/(дата обращения: 15.11.2022)

9.Автоматическое управление фонтанной арматурой [Электронный ресурс] URL: https://stal-kom.ru/avtomaticheskoye-upravleniye-fontannoy-armaturoy/(дата обращения: 15.11.2022)

10. Системы автоматизации нефтяных скважин [Электронный ресурс] URL: https://studbooks.net/569834/geografiya/sistemy_avtomatizatsii_neftyanyh_skvazhin(дата обращения: 15.11.2022)

Код для цитирования: Скопировать