Ключевые слова: типовая схема, автоматизация скважин.

Современное нефтедобывающее предприятие представляет собой сложный комплекс технологических объектов, осущест­вляющих добычу, транспортировку, первичную подготовку, хранение и внешнюю перекачку нефти и газа, а также выполняющих технологические процессы поддержания пластовых
давлений.

Отличительными особенностями нефтедобывающего пред­приятия являются:

-большая рассредоточенность объектов на площадях, дости­гающих тысяч и десятков тысяч гектаров; расстояния между скважинами измеряются сотнями метров;

-непрерывность технологических процессов;

-однотипность технологических процессов на объектах (сква­жины, групповые установки, сепараторы и т. п.);

-связь всех технологических объектов через единый пласт, на который проведены все эксплуатационные и нагнетательные скважины, через поток продукции (нефть, газ) и через энерге­тические потоки (пар, газ, вода);

-низкая информационность о процессах, протекающих в пла­сте и скважине (практически единственным источником ин­формации является измерение дебитов жидкостей и давлений в скважинах);

-большая инерционность протекающих в пласте процессов, приводящих к тому, что результаты того или иного управляю­щего воздействия на пласт можно будет оценить только через несколько лет, а иногда только к концу разработки месторож­дения, т. е. через десятки лет;

-непостоянство объема добычи нефти на месторождении, характеризующееся подъемом добычи в начальный период экс­плуатации, стабилизацией на некотором уровне в промежуточ­ный период и снижением добычи после этого периода, из-за этого в начальный период эксплуатации месторождения, когда наряду с разбуриванием площади вводятся многодебитные скважины, строительство объектов транспортировки и подго­товки нефти не обеспечивает ведения нормального технологи­ческого процесса; при наступлении третьего периода эксплуа­тации месторождения мощность капитальных технологических объектов оказывается излишней;

-уникальность строения и параметров месторождений и не­возможность повторения разработки в идентичных условиях, ограничивающих значение проводимых промысловых экспери­ментов; практически единственная возможность оценить досто­инства и недостатки той или иной технологии разработки — это математическое моделирование тем более, что проведение про­мысловых экспериментов связано с огромными затратами ре­сурсов и времени.

Некоторые из отмеченных особенностей способствовали ус­корению развития автоматизации нефтедобывающих предприя­тий. Так, непрерывность и однотипность технологических про­цессов, связь их через единый пласт, продукт и энергетические потоки позволяли решать задачи автоматического управления, используя существующие методы теории автоматического регулирования, котором осуществляются сепарация всех ступеней, подготовка и внешняя перекачка товарной продукции нефти, газа и воды. Число скважин, объединяемых в едином центральном пункте подготовки нефти, выбирается исходя из максимально допу­стимых давлений на устье скважин.

При решении задач создания новых видов оборудования и технологических объектов необходимо учитывать специфику как нефтедобычи, так и освоения нефтяных месторождений. К специфике нефтедобычи относится прежде всего то, что обо­рудование работает под открытым небом, под воздействием атмосферных условий и отмечено непостоянство добычи нефти в различные периоды эксплуатации месторождения. Признано целесообразным оснащать нефтедобывающие предприятия обо­рудованием в блочном транспортабельном исполнении. Это позволяет наращивать или сокращать производственные мощ­ности в зависимости от условий периода разработки нефтяного месторождения, что способствует повышению коэффициента использования оборудования до максимального значения. Вме­сте с тем блочный принцип позволяет значительно ускорить строительство объектов и ввод в эксплуатацию месторождений за счет применения индустриальных методов и резкого сокра­щения объема строительно-монтажных работ непосредственно на промысловых площадях. Изготовленное специализирован­ными заводами блочное оборудование поставляется нефтедо­бывающими предприятиями комплектно со всеми средствами автоматики в опробованном и отлаженном состоянии. Созда­ние технологических установок на специализированных заво­дах, а не монтаж их на промыслах, как это делалось раньше, позволяет решить проблему организации крупносерийного про­изводства автоматизированного оборудования в объемах, обес­печивающих потребность всей отрасли, что обеспечит высокое качество и надежность его.

При решении задач автоматизации в качестве руководящих принципов приняты следующие: автоматизацией и телемеханизацией охватываются все основные и вспомогательные объекты; полная местная автоматизация, исключающая необходи-
мость постоянного присутствия на объекте оперативного обслуживающего персонала; минимум информации, поступающей с объекта в пункты управления; автоматический сбор и переработка информации; автоматическая аварийная и предупредительная сигнализация с объектов. Предусматривается телемеханический контроль по уплотненным каналам связи: групповых измерительных установок, кустовых насосных станций, установок подготовки газа для газлифта, электроподстанций, расположенных на промысловой площади. Предусматривается
дистанционный контроль по многопроводным каналам связи установок: сепарационных, подготовки нефти, подготовки воды, подготовки газа, сдачи товарной нефти, перекачки товарной нефти.

Основными положениями определены номенклатура кон­тролируемых параметров, периодичность контроля и сигнали­зация от каждого технологического объекта.

Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего

предприятия

Технологическая схема нефтедобывающего предприятия изображена на рис. Газонефтяная смесь с примесью воды от глубиннонасосных /, фонтанных 2 и газлифтных 3 скважин поступает по одному трубопроводу на автоматизированную групповую измерительную установку (ГУ) 4, где каждая сква­жина автоматически по заданной программе подключается к измерительному устройству. После измерения дебитов жидко­сти и газа газожидкостная смесь от ГУ поступает в сепарационную установку 7, где происходит частично отделение газа от жидкости. Далее продукция скважин по одному трубопроводу направляется в автоматизированную блочную сепарационную установку, где осуществляется отделение газа от жидкости (первая ступень сепарации). Продукция обводненных скважин по двум трубопроводам — безводной и обводненной нефти — после измерения транспортируется на центральный пункт под­готовки нефти газа и воды (ЦППН). При добыче нефтей с большим содержанием парафина и большой вязкостью при­меняют блочные автоматизированные подогревающие печи 5 типа УН-0,2, в которых нефть подогревается, чем создаются условия для нормальной работы ГУ и для транспортировки нефти до ЦППН. В случае низких буферных давлений экс­плуатационных скважин для транспортивки нефти по системе нефтепромыслового сбора применяют сепарационныеустановки 8 с откачкой или дожимные насосные станции (ДНС) 9. Из се­парационных установок 7 и 8 нефть направляется в концевые сепарационные установки 10. В случае большого содержания воды (выше 30%) в транспортируемой жидкости применяются сепарационные установки с предварительным сбросом воды 11. После установок 10 водонефтяная смесь поступает сначала в деэмульсационную установку 12, где происходят обезвожива­ние и обессоливание, а затем в стабилизационную установку 13(горячевакуумная сепарация), предназначенную для извле­чения из нефти легких углеводородных фракций. На установке 13 осуществляются учет товарной нефти по объему и массе и откачка её на головные сооружения магистрального нефтепро­вода. Если обводненность нефти, поступившей на установку 14, превышает допустимые нормы, нефть автоматически возвра­щается на повторную обработку в деэмульсационную уста­новку 12. Выделившийся из нефти газ в сепарационных уста­новках 7, 8, 10 и в установке предварительного обезвожи­вания 11 компрессорными станциями 15 и 16 подается на газоперерабатывающий завод 17 и на газораспределительные пункты 6, откуда он поступает на нефтяные скважины, эксплуатируемые газлифтным способом. Отделившаяся на обезвоживающих установках 11 и 12 пластовая вода поступает на установки очистки пластовых вод 18, где она очищается для использование ее в системе ППД. С установок очистки вода подается на БКНС 21, откуда она поступает для закачки в нагнетательные скважины 22. На КНС подается также вода из водозаборных 19 и очистных сооружений 20.