Файл: Мазепа Б.А. Опыт автоматизации добычи нефти.pdf

контактов 21, 22, 23 и 24 сопровождается тем, что на щите 20

гаснут соответствующие сигнальные Дампы Лг, Лч, Лз, Ль и Л5. При нормальной работе компрессора пи одна из ламп пе горит.

Чтобы одновременно с загрузкой компрессора увеличить,

число оборотов компрессора, давление газа с выкида компрессора подается на позиционное реле 13 и регулятор оборотов 10. Благо­ даря этому число оборотов плавно увеличивается параллельно с процессом загрузки машины.

При нарушении параметров работы компрессора (падение давления воды или масла,повышение или понижение температуры),

а также при попадании нефти в приемные сепараторы компрессор­ ной станции замыкается один из указанных контактов 21, 22, 23, 24 или 25, что ставит под напряжение катушку соленоида 12,. открывающего трехходовый кран 26 для доступа воздуха из баллона 13 па мембраны регулирующих клапанов 15, 16 п 17. Клапан 15 при этом закрывается, а клапаны 16 и 17 открываются,

и компрессор начинает разгружаться. Число оборотов умень­ шается при помощи позиционного реле.

Процесс разгрузки в результате указанного выше замыкания одного из контактов сопровождается загоранием соответствующей сигнальной лампы на щите, указывающей машинисту причину разгрузки машины. Если разгрузка компрессора произошла по причине падения давления охлаждающей воды или масла, тре­

буется последующая остановка машины, что достигается при помощи дополнительного электроконтактного маномэтра и реле времени, позволяющего установить интервал времени от конца разгрузки до полной остановки компрессора. Благодаря настоя­ щей схеме трудоемкий процесс загрузки и разгрузки компрессора полностью автоматизирован.

Автоматическая регулировка температуры воды в градирнях

Для охлаждения газомоторкомпрессоров применяется откры­ тая система охлаждения, являющаяся самой простой и примени­ мой при наличии мягкой воды. Горячая вода от газомоторкомпрес­ соров самотеком направляется в заглубленную емкость, откуда насосом подается к градирне. Если необходимо значительно снизить температуру воды, ее подают на верхний ярус градирни, при незначительном охлаждении она направляется лишь в ниж­ ний ярус — бассейн. Перепуск воды с нижнего яруса градирни в верхний и обратно в зависимости от температуры охлаждающей

воды происходит автоматически при помощи установки на линии мембранного регулирующего клапана и вентиля, связанного

с термостатом. К регулирующему клапану и вентилю заслонки

подводится линия сжатого газа от ГРП.

При повышении температуры воды в бассейне в специальном узле градирни устанавливают баллон термостата, который разжи­ мается и своим игольчатым клапаном перекрывает газовую линию,

59-

прекращая подачу газа на мембрану регулирующего клапана. При этом заслонка клапана закрывается п направление потока воды от насоса переключается с нижних ярусов градирни на верх­ ние, что способствует ее лучшему охлаждению.

При понижении температуры воды, накапливающейся в бас­ сейне, термостат сжимается и игольчатым клапаном открывает доступ газа к мембранной головке регулятора. Заслонка регули­ рующего клапана открывается и вода от насоса направляется на нижние ярусы градирни, благодаря чему ее охлаждение про­ исходит менее интенсивно.

Регулировка уровней воды

Чтобы обеспечить нормальную работу системы охлаждения на компрессорных станциях, очень важно поддерживать постоян­ ство уровней воды в емкостях и бассейнах градирен. Это дости-

Рис. 35. Схема поплавкового реле РМ-51.

60

ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИЯ И ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

I. ВОПРОСЫ АВТОМАТИЗАЦИИ

Состояние разработки и применения средств автоматизации

Как уже говорилось выше, применяемая на промыслах Тата­ рии самотечная система сбора нефти и газа не обеспечивает долж­ ной герметизации, в связи с этим в Татнефтепроекте разрабаты­ вается вариант герметизации этой системы.

Герметизация существующей системы сбора несколько изме­ нит технологию транспорта нефти и газа со скважин до конечного пункта — нефтеперерабатывающих заводов — что внесет кор­ рективы в номенклатуру автоматических устройств, устанавли­ ваемых на скважинах. Развитие автоматизации и решение вопро­ сов комплексной автоматизации идут в двух направлениях.

Первое направление — автоматизация всех производственных процессов в нефтедобывающем хозяйстве, работающем по суще­ ствующей технологии, с получением максимального эффекта при

минимальной занятости обслуживающего персонала.

Второе направление — изменение технологии на базе совре­ менной техники, комплексная автоматизация и телемеханизация промыслов п нефтедобывающих управлений в целом.

Успешное выполнение этих направлений во многом зависит

от проектных организаций, разрабатывающих соответствующие автоматические и телемеханические устройства, и от материально-

технического снабжения.

Рассмотрим типовую фонтанную скважину как объект автома­ тизации (рис. 36). Чтобы полностью автоматизировать процесс добычи нефти на скважине и ее транспортировку на сборный пункт, необходимо иметь на скважине, трапной установке, мер­ нике и откачивающем устройстве следующие элементы автоматики.

На скважине. Автоматическую депарафинизированную уста­

новку 1 с контролем режима работы с диспетчерского пункта.

Автозакрывающее устройство 3, выключающее скважину из рабо­ ты в случае угрозы нарушения технологического режима с сигна­ лом об отключении скважины на диспетчерский пункт ДП. Устрой­ ство автозакрывателя должно предусматривать возможность само-

62

стоятельного пуска скважины при нормализации положения. Дистанционную задвижку 4, при помощи которой останавли­ вается скважина по сигналу с ДП. На устье скважины индук­

ционный датчик 2 в качестве концевого выключателя лебедок АДУ может использоваться и как датчик работы летающего скребка.

На трапной установке. Регулятор уровня жидкости 9 для стабилизации работы трапной установки. Регулятор давления 10.

Датчик предельного уровня 11, посылающий сигнал па ДП при повышении уровня нефти в трапе сверх допустимого. Датчик должен одновременно подать импульс на автозакрыватель для

Рис. 36. Элементы автоматики фонтанной скважины с принудительной откачкой.

остановки скважины. Клапан 6, предотвращающий попадание нефти в газовый коллектор и обеспечивающий нормальную работу

последнего.

На мернике. Автооткачку 7 (для скважин с принудительной откачкой датчик предельного уровня 5 отсутствует), могущую служить как замерное устройство и сблокированную с автозакры-

вателем. От нее на ДП посылается сигнал при завершении цикла откачки и при угрозе перелива.

На мерниках самотечных скважин необходимо устанавливать на линии стока нефти с мерника дистанционную задвижку для осуществления замера дебита с ДП. Датчик предельного уровня <5 (для самотечных скважин автооткачки 7 нет), сблокированный с автозакрывателем и подающий сигнал на ДП при отсутствии

нормального стока нефти и возникновении угрозы перелива.

На откачивающих устройствах. Клапан сброса газа 8.

При разработке схем диспетчеризации и телемеханизации добычи нефти ориентируются на перечисленные выше элементы автоматизации основных процессов добычи нефти, 50—60% кото­ рых разработано КБ АТ и выпускается серийно, остальные эле­

менты нуждаются в усовершенствовании.

63

Типизация применяемых систем автоматических устройств

Большое значение при разработке и внедрении автоматиче­ ских устройств имеет типизация как самого нефтепромыслового оборудования, так и автоматических устройств. К сожалению, этому вопросу уделялось очень мало внимания. Так, нефтепро­ мысловое хозяйство имеет столь разнообразное нестандартное оборудование, что установить какой-либо датчик или автомат бывает очень трудно, а иногда и совсем невозможно.

Например, для множества типоразмеров мерников, устана­ вливаемых на скважинах, требуются автооткачки различных типов.

На промыслах существует до десятка схем обвязки скважины

с трапом и мерником. В результате очень трудно увязать взаимо­ связанные между собой устройства: датчики предельного уровня,

автооткачкп и автозакрыватели. Разрабатываемые конструкции аппаратуры иногда не учитывают особенностей промыслового оборудования. Поэтому при расстановке оборудования и изго­ товлении аппаратуры должна быть строгая типизация и стандар­

тизация, учитывающая взаимно особенности автоматической аппа­ ратуры и оборудования.

Работа цехов автоматики и КИП

С начала развития и применения автоматических устройств

на скважинах главную роль играли в их внедрении бригады и цехи КИП. На промыслах Татарии цехи автоматики и КИП стали создавать в основном лишь в 1958 г., т. е. когда стало очевидным, что без собственной базы и кадров невозможно осуществить авто­ матизацию трудоемких процессов и решить вопрос, связанный с комплексной автоматизацией промыслов.

Решение вопроса автоматизации и диспетчеризации нефтедо­ бычи целиком зависит от автоматизации основных технологиче­

ских процессов работы скважин. Последнее же зависит от степени

подготовленности специальной службы, службы КИП и автома­ тики.

Цехи КИП в настоящее время организуются примерно по сле­

дующей схеме (рис. 37). Цех подразделяется на лабораторию по контрольно-пзмерптельным приборам и отдел автоматики.

Лаборатория по контрольно-измерительным приборам выпол­ няет работы, связанные с ремонтом, наладкой и в особо ответ­ ственных случаях обслуживанием всех видов контрольно-измери­ тельной аппаратуры, имеющихся в ведении НПУ. Она оснащена необходимыми инструментами и приборами, имеет соответствую­ щий штат квалифицированных работников.

Отдел автоматики выполняет монтаж, наладку и опробование

всех видов автоматических устройств и аппаратуры, устанавли­

ваемых на нефтепромысле. Работы по ремонту и профилактике

64

автооборудования выполняются специальной группой слесарно­ токарных работ. Отдел имеет Специализированные участки по электро- и радиооборудованию.

Рис. 37. Структурная схема организации цеха автоматики и КИП.

Комплексная автоматизация

Наибольший экономический эффект даст лишь комплексная автоматизация нефтедобычи, когда процесс добычи нефти, начиная

от подъема ее из пласта и кончая выдачей с товарных парков потребителям, будет полностью автоматизирован. Именно на этот путь нацелены сейчас работники нефтепромысловых хозяйств.

Переход к комплексной автоматизации в нефтедобыче, однако,

возможен лишь при оснащении промыслов современными автома­ тически работающими механизмами, регуляторами и контрольно­ измерительными приборами. Поэтому на решение этой задачи должны быть направлены все силы.

II. СИСТЕМЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО КОНТРОЛЯ И ТЕЛЕУПРАВЛЕНИЯ

История развития систем диспетчеризации скважин в СССР

начинается с 1946 г., когда ряд параметров группы скважин Бакинских промыслов стали контролировать с диспетчерского пункта. В последующем проводились работы по конструированию новых и совершенствованию старых систем. Уже к 1956 г. в экс­ плуатации было три опытных системы диспетчерского контроля

сохватом около 300 скважин. Две системы с линейными каналами

связи применяли в объединениях Средазнефть и Татнефть, третья

срадиоканалом в объединении Куйбышевнефть.

По уровню развития автоматизация и диспетчеризация нефте­ промысла СССР отставали от США, где к 1947—1948 гг. уже намечался переход автоматизации отдельных промысловых опера-

году был построен диспетчерский пункт, смонтирована и пущена

в эксплуатацию его аппаратура. Системой САТ-1 контролиро­ валась работа 15 скважин с установками АДУ и около 20 скважин с установками АО-3.

Первый опыт диспетчеризации вскрыл большие недостатки первичных средств автоматики. В конструкции АДУ-1 выявилось несовершенство переключающих устройств. Вследствие отсутствия надежного сальникового уплотнения в головке лубрикатора ни одна депарафинизационная установка в зимние периоды не могла работать на автоматическом режиме. Выявилась неработоспособ­ ность мембранных автоматов откачки АО-3 из-за неудовлетвори­

тельной чувствительности контактных пружин, сложности регу­

лировки прибора на заданный уровень, недостаточной эластич­ ности и нефтестойкости мембран. Сама схема в результате ряда недостатков также не дала ожидавшихся структурных изменений

на диспетчеризованном участке.

В1956 г. провели диспетчеризацию глубпннонасосных сква­ жин Шугуровского промысла по линейной системе, предложенной Оргэнергонефтью (первая схема). Так как некоторые первичные средства автоматизации (самозапуск станков-качалок, работа периодически эксплуатируемых скважин по программе и пр.)

уже применялись при эксплуатации скважин этого промысла, диспетчеризация явилась здесь как бы завершающим этапом в раз­ витии его технической оснащенности. Внедрение диспетчеризации сразу дало ощутимые результаты: сократились расходы на обслу­ живание скважин примерно на 30%, возросла добыча нефти за счет четкого контроля за работой скважин до 35—40% и резкого повышения культуры обслуживания промысловых объектов.

В1957 г. проводились промышленные испытания опытной

многопроводной системы САТ-1 (второй вариант) на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения НПУ Бугульманефть, а также малопроводной системы САТ-2 на промысле № 2

НПУ Бавлынефть.

В 1958 г. проведена диспетчеризация скважин по линейной системе Оргэнергонефть (второй вариант) на частотном принципе, а также были опробованы системы СРП-1 и Казанского государ­ ственного университета с радиоканалами связи.

Наряду с испытанием и внедрением в производство систем телемеханизации ряда конструкторских, проектных и научных организаций на промыслах испытывались системы, предложен­ ные самими производственниками, которые дополняли суще­ ствующие системы необходимыми элементами, подсказанными

практикой.

66