3. Технологические объекты системы поддержания пластовых давлений (ппд). Схема автоматизации насосного агрегата на кнс

ППД

Основным методом поддержания пластового давления (ППД) является законтурное и внутриконтурное заводнение пласта через специальные нагнетательные скважины.

В системах ППД применяют две схемы подачи воды (рисунок 2.17). При первой схеме воду забирают из специальных подрусловых скважин и подают непосредственно в магистральный водопровод. При фильтрации этой воды через толщу осадочных пород она очищается и не нуждается в дополнительных мерах очистки.

При второй схеме, вода поступает самотеком из открытых водоемов на насосную станцию первого подъема, откуда ее подают на установки очистки воды.

Объектами автоматизации системы ППД являются: насосные станции первого и второго подъемов, водозаборные скважины, станции очистки и кустовые насосные станции (КНС) (рисунок 2.18).

Оборудование насосной станции первого подъема состоит из нескольких насосных агрегатов с напором порядка 500 м (50 атм), и нескольких вакуум-насосов. Для водозаборов небольшой производительности применяют плавучие насосные станции первого подъема. Насосные станции второго подъема являются промежуточными перекачивающими объектами.

По магистральным водопроводам вода поступает на кустовые насосные станции (КНС), откуда закачивается в пласт. Вода не должна снижать проницаемость заводняемых пластов и вызывать коррозию оборудования и трубопроводов при перекачке и нагнетании ее в пласт.

Автоматизация объектов ППД должны обеспечить надежную их работу при отсутствии оперативного обслуживающего персонала.

С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования, автоматический ввод резерва, централизованное дистанционное управление и мониторинг системы.

Насосный агрегат КНС

Система автоматизации насосного агрегата (НА) содержит цепи измерения, сигнализации, управления и регулирования. Цепи измерения содержат датчики давления жидкости на входе (1) и выходе (2) НА, расхода жидкости (4), давления масла в маслосистеме (перед НА) (6), температуры подшипников (5), обмоток электродвигателя (7), вибрации в подшипниках (8), уровня жидкости в ёмкости утечек (9,10). Сигналы указанных датчиков поступают на щит управления в операторной НС.

На НА предусматривается регулирование давления на выходе. И автоматический останов электропривода при критических уровнях технологических параметров (1-10).

4. Состав и назначение системы сбора и первичной подготовки нефти и попутного газа. Схема автоматизации газлифтной скважины при постоянной и периодической ее эксплуатации.

Сбор, первичная подготовка нефти и газа

Система сбора и подготовки предназначены для выполнения следующих задач:

- измерение количества нефти и газа, поступающее с каждой скважины;

- сепарация нефтяного газа от нефти;

- отделение от нефти свободной пластовой воды;

- обезвоживание и обессоливание нефти;

- стабилизация нефти;

- очистка и осушка нефтяного газа;

- очистка и ингибирование пластовой воды.

Такие системы состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, насосных и компрессорных станций.

Сборные пункты делятся на центральные сборные пункты (ЦПС), дожимные насосные станции (ДНС), комплексные сборные пункты (КСП). На ЦПC сырая нефть проходит полный цикл обработки, включающий: двух- или трехступенчатую сепарацию; обезвоживание; обессоливание и стабилизацию нефти. Нефтяной газ, отделяемый от нефти, подается на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а пластовая вода проходит очистку на очистных сооружениях ЦПС, и поступает в систему поддержания пластового давления (ППД). На ДНС проводят первую ступень сепарации.

Схема автоматизации газлифтной скважины

Газлифтный способ заключается во введении в поток газа для уменьшения среднего удельного веса нефтяной смеси. Эффективность зависит от места ввода газа – чем глубже вводят газ, тем полнее используют его энергию.

Увеличение глубины ввода газа достигается повышением его давления нагнетания и применением газлифтных клапанов.

Газлифтный подъемник (газлифт; эрлифт) состоит из 2-х трубопроводов: для подачи газа или воздуха – нагнетательные трубы; для подъема жидкостной смеси – подъемные трубы.

Если по нагнетательному трубопроводу подавать газ, то последний вытеснит сначала всю находящуюся в них жидкость и начнет поступать в подъемные трубы и перемешиваться с ней. Плотность жидкости уменьшится, уровень жидкости в подъемных трубах будет подниматься. Чем больше вводят газа, тем на большую высоту поднимется смесь.

Высота подъема смеси зависит также и от степени погружения подъемных труб в жидкость. Если подъемные трубы спущены под уровень жидкости на малую глубину, то нагнетательный газ может прорваться сквозь небольшой столб жидкости и жидкость практически не будет выноситься на поверхность.

Виды газлифта:

Газлифт бывает непрерывным и периодическим. При периодическом газ поступает в затрубное пространство непрерывно или периодически, а жидкость на устье скважины подается после накопления ее (периодическими выбросами).

Схема автоматизации обеспечивает: контроль и регистрацию давления и расхода газа; регулирование давления закачиваемого газа клапаном 11; вычисление необходимого расхода газа для поддержания требуемого дебита скважины; автоматическое прекращение подачи газа в скважину по сигналу электроконтактного манометра 8 с помощью отсекающего клапана 12 по команде с ГЗУ; прекращение подачи газа по команде с групповой замерной установки или с диспетчерского пункта КС; перекрытие выкидного коллектора отсекателем 9 при повышении или резком понижении давления.