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.