Автоматизация газового промысла
Автоматизация газового промысла предназначена для устойчивого обеспечения потребителя газом, а также для поддержания надежной, бесперебойной и безопасной работы объектов промысла.
Объекты добычи, сбора и подготовки газа и газоконденсата рассредоточены на большой площади (10—30 км2 и более). Газ из газовых скважин по индивидуальным шлейфам направляется на газосборный пункт (установку комплексной подготовки газа), где проводится очистка от механических примесей, отделение воды (влаги) и газоконденсата. Из всех газосборных пунктов газ собирается в промысловый газосборный коллектор и подается в магистральный газопровод, а конденсат по конденсатопроводу — на газофракционирующую (отбензинивающую) установку для последующей его переработки. На некоторых промыслах осуществляется подготовка газа централизованно на головных сооружениях, а на газосборных пунктах — лишь первичная сепарация. Если пластовое давление уменьшилось по мере отбора газа, то внутрипромысловый транспорт и подачу его в магистральный трубопровод (с давлением 5,5 или 7МПа) осуществляют с помощью дожимной и промысловой компрессорных станций. Для отделения конденсата применяют различные установки.
Газопотребление носит неравномерный характер и различно в разные сезоны года, дни недели и часы суток. Для согласования газопотребления с отбором газа из залежи осуществляют автоматическое регулирование производительности промысла, которое выражается в поддержании в заданных пределах давления в газосборной промысловой сети. Для этого на промысле выделяют две группы скважин: базовые скважины с постоянным дебитом и скважины, дебит которых автоматически регулируют для выравнивания неравномерности газопотребления. Если регулируемыми скважинами не обеспечивается компенсация изменения газопотребления, то диспетчер промысла изменяет в допустимых пределах дебит базовых скважин. Следует отметить, что все скважины и газосборные пункты связаны между собой через промысловый газосборный коллектор. Поэтому изменение работы одних скважин приводит к колебаниям давления в газосборной сети и отражается на работе других скважин.
Давление на выходе газосборного пункта измеряется манометром с пневмопреобразователем, выходной сигнал которого поступает на автоматический регулятор. Этот регулятор выдает корректирующий импульс на системы автоматического регулирования дебита скважин. При помощи переключателя можно перейти на ручное управление, а при помощи ручного задатчика — дистанционно изменить задание регуляторам дебита скважин.
Система автоматического регулирования дебита скважины состоит из камерной диафрагмы, дифференциального манометра с пневмовыходом, регулятора и регулирующего штуцера. Регулирующий штуцер комплектуется сменными вкладышами, позволяющими изменять рабочее проходное сечение ступенчато в интервале 30—8 мм. Может осуществляться также дистанционное регулирование с диспетчерского пункта по системе телемеханики. Тогда дистанционный сигнал при помощи электропневмопреобразователя преобразуется в пневматический сигнал и подается на регулятор расхода.
На устье скважин в зависимости от технологической необходимости и условий эксплуатации предусмотрено автоматическое отключение (закрытие) скважины при отклонении давления газа в шлейфе от допустимого.
Для автоматического перекрытия ствола газовой скважины при разгерметизации устья и фонтанных труб, при увеличении дебита скважины выше допустимого значения и при возникновении пожара имеется комплекс, скважинного оборудования КПГ. Он предназначен также для эксплуатации газовых скважин, в составе продукции которых содержится углекислый газ и сероводород. Клапан-отсекатель комплекса спускается в скважину при помощи спускного инструмента на тросе после выхода скважины на заданный режим эксплуатации. Он фиксируется и уплотняется совместно с уравнительным клапаном и замком в посадочном ниппеле. При дебите скважины выше заданного клапан автоматически перекрывает ствол скважины.
Автоматическое управление газовым промыслом позволяет улучшить и упорядочить эксплуатацию как отдельных объектов, так и всей системы в целом, сократить численность обслуживающего персонала и снизить затраты на добычу и подготовку газа. Предпосылки автоматизации газовых и газоконденсатных промыслов — непрерывность технологического процесса добычи и газопередачи, а также отсутствие необходимости в постоянном обслуживающем персонале на объектах промыслов.
7.11. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов
Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.
Открытые фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями. Такими как:
• потеря оборудования;
• непроизводственные материалы и трудовые затраты;
• загрязнение окружающей среды (разливы нефти или минерализованной воды, загазованность и др.);
• перетоки внутри скважины, вызывающие истощение месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;
• случаи человеческих жертв.
Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения, эксплуатации и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, при которой невозможно определить начало газоводонефтепроявлений (ГНВП) и своевременно принять меры по его ликвидации.
Причины возникновения ГНВП и открытых фонтанов Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:
• недостаточная плотность раствора вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин;
• недолив скважины при спускоподъемных операциях;
• поглощение жидкости, находящейся в скважине;
• глушение скважины перед началом работ неполным объемом;
• уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта;
• нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин;
• длительные простои скважины без промывки;
• наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивают опасность возникновения ГНВП, даже если пластовое давление ниже гидростатического.
Повышенная опасность объясняется следующими свойствами газа:
• способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки;
• способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины;
• способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.
Дата добавления: 2017-06-13; просмотров: 2845;