Лекция №11

Тема: АСУ ТП в разработке и эксплуатации скважин

Цель: Изучить Общие принципы и системы телемеханизаций и положения по созданию АСУ разработкой месторождений.

Ключевые слова: внутрипромысловый сбор, фонтанно-компрессорная эксплуатация, насосная эксплуатации.

Основные вопросы и содержание:

1.Основные положения по созданию АСУ разработкой месторождений.

2. Технологический процесс разработки.

3.Автоматизация работы скважин разных типов: фонтанных, компрессорных, насосных

1.Основные положения по созданию асу разработкой месторождений.

АСУ ТП (технологическими процессами) добычи нефти и газа представляет собой сложную человеко-машинную систему, осуществляющую автоматизированное управление газовым (нефтяным) месторождением и объектах его обустройства на базе газо-гидродинамических и экономико-математических моделей, высокоэффективных средств вычислительной и управляющей техники, локальных средств автоматики и телемеханики, обеспечивая при этом получение оптимальных технико-экономических показателей работы производственного объединения по добыче газа (нефти).

АСУ ТП добычи газа предназначены для управления следующими основными технологическими процессами:

- разработка газового (нефтяного) месторождения;

- добыча и подготовка газа;

- компримирование и внутрипромысловый транспорт газа.

2.Технологический процесс разработки месторождения

Технологический процесс разработки месторождения характеризуется следующими особенностями:

- неполнотой информации о физических свойствах продуктивного пласта и проходящих в нем процессах;

- сложностью описания процессов движения многофазных смесей в продуктивном пласте;

- ограниченность видов управляющих воздействий на процесс, происходящий в пласте (бурение скважин, изменение дебитов, проведение геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин);

- саморегулируемость системы пласт-скважины-газосборная сеть в период бесштуцерной эксплуатации.

АСУ ТП предназначена для целенаправленного ведения технологических процессов, а также для обеспечения смежных и вышестоящих систем управления оперативной и достоверной технологической и технико-экономической информацией.

3. Автоматизация работы скважин разных типов: фонтанных, компрессорных, насосных Автоматизация фонтанных скважин

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.

Рис. 11.1. 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.

Автоматизация фонтанной скважины также предусматривает автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатыва­ет автоматически и перекрывает трубопровод при повышении давления в нем на 0,45 МПа (образование парафиновой проб­ки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопро­вода). Для его управления не требуется дополнительной энер­гии других источников. Манометрами осуществляется местный контроль буферного и затрубного давлений.