CC BY
54
ОБОРУДОВАНИЕ
EQUIPMENT
3/Н (64) май 2008 г. ЭКСПОЗИЦИЯ
Автоматические системы управления все больше входят в нашу жизнь. Персональным компьютером сейчас уже не удивишь даже первоклассника. Автоматические системы некоторых современных автомобилей не на много уступают системам самолетов. Однако не для кого не секрет, что фонтанные арматуры нефтяных и газовых скважин в своем большинстве до сих пор управляются вручную. Отчасти это обусловлено исторически сложившимися обстоятельствами и экономическим фактором.
РАЗВИТИЕ АВТОМАТИЗАЦИИ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
ФОНТАННЫМИ АРМАТУРАМИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ
И.Г. ЛАЧУГИН В.Д. ГРИЦЕНКО
к. т. н., Президент ООО ФПК «Космос-Нефть-Газ» к. т. н., технический директор НТЦ «Космос-Нефть-Газ»
г. Воронеж
Без автоматизации невозможна безопасная эксплуатация скважин на месторождении. И таким месторождением является Астраханское газоконденсатное месторождение. Астраханское газоконденсатное месторождение, открытое в 1976 году, не имеет аналогов в России и характеризуется повышенным содержанием агрессивных компонентов в составе газа, их коррозионной агрессивностью и токсичностью, наличием аномально высокого пластового давления с высоким конденсатным фактором, а также сложным геологическим строением залежи. Пластовая смесь, извлеченная из продуктивного пласта, находящегося на глубине 3900-4100 метров с начальным пластовым давлением 63,5 МПа и температурой 1070С, содержит до 25% сероводорода, до 15% углекислого газа и газовый конденсат до 20 г/м3. Поэтому здесь автоматизация является неотъемлемым и обязательным требованием технологического процесса добычи и транспортировки углеводородов.
Именно для этого месторождения, начиная с 1998 года, финансово-промышленная компания «Космос-Нефть-Газ» начала разрабатывать, изготавливать и поставлять российское оборудование, обеспечивающее автоматизированную добычу газокондесата, взамен импортного. Наиболее ответственным таким оборудованием является станция фонтанного комплекса СФК-60.
Станция совместно с пилотными устройствами и плавкой вставкой, входящими в состав станции, предназначена для дистанционного, автоматического и ручного управления фонтанной арматурой. СФК 60 управляет стволовой задвижкой (СЗ) и боковой
Фото 1 Станция фонтанного комплекса СФК-60 в эксплуатации на Астраханском газоконденсатном месторождении Fig. 1 X-tree station SFK60 in operation at the Astrakhan Gas Condensate Field
задвижкой (БЗ) посредством пневмопривода и подземным клапаном-отсекателем (ПКО) посредством гидравлического привода.
Станция обеспечивает:
• открытие и закрытие фонтанной арматуры в заданной последовательности;
• аварийное закрытие фонтанной арматуры и подземного клапана-отсекателя при пожаре и аварийном изменении давления магистрального газа выше или ниже допустимого;
• дистанционное отключение скважины оператором с центрального пульта управления по электрической команде;
• возможность местного ручного включения и отключения скважины.
Сегодня уже назрела необходимость модернизации этой станции. И в настоящее время по заданию ООО «Газпром-добыча-Астрахань» ведут такие работы. Новая станция, которая придет на смену СФК-60, будет иметь в своем составе электронный блок управления. Блок управления на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) предназначен для сбора и обработки аналоговых и дискретных информационных сигналов с первичных преобразователей и приборов, которые оснащены HART протоколом, позволяющим осуществлять контроль за их состоянием, а также для формирования и выдачи управляющих воздействий на объекты управления. Блок управления реали-зовывает выполнение заданного алгоритма работы станции в автономном и дистанционном (от АСУ ТП скважины) режимах управления ФА. Информация с блока управления как передается в АСУ ТП, так и отображается на электронном дисплее станции.
Меняется положение дел не только на таких сложных месторождениях, как Астраханское. При разработке новых месторождений, таких как Бованенковское, характеризующихся не столько агрессивностью добываемых углеводородов, сколько суровыми северными условиями расположения, уже на этапе проекта по обустройству месторождения предусматриваются системы автоматического управления технологическим процессом добычи углеводородов, в том числе и станцией управления фонтанными арматурами. Специально для таких условий была создана станция управления фонтанными арматурами СУФА-12. Станция успешно прошла приемочные испытания и опытно-промышленную эксплуатацию на КГС №17 Юбилейного НГКМ ►
DEVELOPING AUTOMATION AND IMPROVING CONTROL SYSTEMS OF THE X TREE FOR OIL AND GAS WELLS IN CURRENT CONDITIONS
Automatic control systems have been becoming part of our life more and more. Personal computers are nothing to make anyone gape with surprise, not even a first grader at school. The automatic control systems of some modern cars are not at all inferior to those of the aircraft. However, it is an open secret that the X trees of the oil and gas wells, in their majority, to this date, are being operated manually. Partially it is historical factors that are responsible for this and also the economic factor.
Without automation, safe well operation in the oil and gas field is impossible. And we are referring to the Astrakhan gas condensate field. The Astrakhan gas condensate field, opened in 1976, has no equivalents in Russia and is characterized by higher content of aggressive components in the gas composition, their corrosive aggressiveness and toxicity, the presence of abnormally high formation pressure with high condensate factor as well as by complicated geological structure of the reservoir. The formation mixture extracted from the productive formation, situated 3900-4100 m deep, with an initial formation pressure of 63,5 MPa and the temperature of 1070C, contains up to 25% of hydrogen sulfide, up to 15% of carbon dioxide and the gas condensate up to 20 g per cubic m. Therefore, here automation is an integral part and a mandatory requirement of the process of producing and transporting hydrocarbons.
It is exactly for this particular gas field that in 1998 the «Cosmos-Neft-Gaz» Financial and Industrial Company started to develop, manufacture and supply Russian made equipment ensuring automated production of gas condensate instead of the imported equipment. The most critical of such equipment is the X-tree complex station SFK60.
The station, together with pilot devices and fusible element, which are part of the station, is intended for remote, automatic and manual control of the X-tree. The SFK60 controls the head valve and side valve by means of a pneumatic drive and the underground safety (cutoff) valve by means of a hydraulic drive.
The station ensures: 1. The opening and closing of the X-tree in pre-set sequence; 2. Emergency closing of the X-tree and the underground safety (cutoff) valve, if fire breaks out or if there is an emergency change in the mains gas pressure above or below the permissible level; 3. Remote shutoff of the well by the operator from the central control panel via an electric command; 4. capability of locally and manually turning on and turning off the well.
The state of affairs is not only changing in such challenging gas and oil field as the Astrakhan one. When developing new oil fields, such as Bovanenkovskoe, which are typified not so much by the aggressiveness of the hydrocarbons produced as by the severe Northern conditions in their territory, as early as the project engineering phase, aimed at creating the oil field infrastructure, systems for automatic control of hydrocarbons production process, including the X-tree control station are provided for. Specially for such conditions, the SUFA 12 X-tree control station was created. This station has successfully passed
ЭКСПОЗИЦИЯ 3/Н (64) май 2008 г.
ОБОРУДОВАНИЕ
EQUIPMENT
acceptance tests and industrial operation testing at Surface Wellhead No.17 of NGKM OOO «Gazprom dobycha Nadym». The station now has a compliance certificate, a permit to be used, issued by the Federal Service for Technology, Environment Control and Nuclear Supervision and a patent of the Russian Federation.
The SUFA 12 Station is designed for remote, automatic and manual control of the hydraulic underground safety (cutoff) valve, the head valve, the side valve and the regulating angle globe valve (throttle valve) provided simultaneously and independently for three X-trees. The station ensures the opening of the X-tree in a sequence: underground safety valve, head valve, side valve while the closing takes place in the following sequence: side valve, head valve, underground safety valve.
The station sends to the control module (1 module per 1 cluster of wells), located at a distance of 200 m from the well, the following information with the help of switching contacts which can connect the DC voltage of 24 V at 1A current:
• whether the side valve is in open or closed position controlled, via limit swttches;
• whether the head valve is in open or closed position, controlled via limit switches;
• the closed position of the angle globe throttle valve, controlled via a limit switch;
• whether the underground safety valve is in open or closed position, controlled by the presence or lack of pressure in the hydraulic drive feed line of the underground safety valve;
• emergency gas pressure in the working line - by the drop in hydraulic pressure down to 0.35 MPa at the output of the pilot device, installed after the throttle;
• fire emergency - by the drop in pressure down to 0.35 MPa in the hydraulic system of the station due to loss of tightness on the fusible safety plug, caused by temperature increase over 1400C during fire;
• reduced hydraulic pressure after the pump in the line of pneumatic hydraulic accumulators.
The station ensures the automatic shutdown of the well (closing the side valve, head valve and underground safety valve) in the following cases:
• when the temperature rises over 1400C in the location of the fusible safety plug during fire;
• when the gas pressure goes down or up in the working line (behind the throttle) to the specified settings within a range between 3 and 13 MPa;
• when the optical fiber cable breaks, from the control module to the central control panel via a command from the control module.
The station ensures remote shutoff of the well and the closing of the side valve by the operator from the central control panel via electric command as well as the capability of local and manual well shutoff.
The station is also equipped with electronic control module for remote control of the X-tree, acquisition and processing of the analog and discrete informational signals from primary transducers and the instruments as well as transmission of the signals to the control panel of the Complex Gas Treatment Plant using radio modem communications. Depending on the project for construction of the well faciltties, modifications of the SUFA 12 stations have been developed. This is SUFA 12/9, designed to control three valves (side valve, head valve, underground safety valve) of three X-trees and SUFA 12/6 which controls three valves (side valve, head valve, underground safety valve) of two X-trees.
The SUFA27 station is designed for remote, automatic and manual control of the depth safety valve (SCSSV), the head safety valve (MSSV) and the side safety valve (WSSV) with hydraulic drives for simultaneously nine X-trees of the injecting wells, i.e. well cluster.
The SUFA40 station is designed for remote and automatic control of the in-well cutoff valve, the central head valve and two side valves S31 and S32 with hydraulic drives for ten X-trees.
There are enterprises in Russia which have the necessary research and engineering potential for designing sophisticated equipment, not inferior to imported equipment, for constructing oil and gas field facilities including the equipment, capable of dealing with the issues of automating hydrocarbon production in the regions of the Far North and the off-shore areas of Russia.
ООО«Газпром-добыча-Надым». На станцию получены сертификат соответствия, разрешение на применение Федеральной службы по технологическому, экологическому и атомному надзору и патент РФ. Применение станций такого типа заложено в проекте обустройства Бованенковского месторождения.
Станция СУФА 12 предназначена для дистанционного, автоматического и ручного управления гидравлическими подземным клапаном-отсекателем (ПКО), стволовой задвижкой (СЗ), боковой задвижкой (БЗ) и клапаном угловым регулирующим (дросселирующим) (УДК) одновременно и независимо от трех фонтанных арматур.
Станция обеспечивает открытие ФА в последовательности: ПКО, СЗ, БЗ, а закрытие в последовательности: БЗ, СЗ, ПКО.
Станция подает в блок управления (1 блок на 1 куст скважин), расположенный на расстоянии до 200 м от скважины, следующую информацию при помощи переключающихся контактов, способных коммутировать напряжение постоянного тока 24 В при токе 1 А:
• открытое или закрытое положение БЗ, контролируемое по датчикам конечных положений;
• открытое или закрытое положение СЗ, контролируемое по датчикам конечных положений;
• закрытое положение УДК, контролируемое по датчику конечного положения;
• открытое или закрытое положение подземного ПКО, контролируемое по наличию или отсутствию давления в линии питания гидропривода ПКО;
• аварийное давление газа в рабочей струне - по падению гидравлического давления до 0,35 МПа на выходе пилотного устройства, установленного после дросселя;
• пожарная тревога - по падению давления до 0,35 МПа в гидросистеме станции вследствие разгерметизации плавкой предохранительной пробки из-за повышения температуры свыше 1400С при пожаре;
• уменьшенное гидравлическое давление после насоса в линии пневмогидроаккуму-ляторов (ПГА).
Станция обеспечивает автоматическое отключение скважины (закрытие БЗ, СЗ и ПКО) в следующих случаях:
• при повышении температуры свыше 140 0С в месте расположения плавкой предохранительной пробки в случае пожара;
• при уменьшении или увеличении давления газа в рабочей струне (за дросселем) до установленных значений в диапазоне 3-13 МПа;
• при разрыве оптоволоконного кабеля, от блока управления к центральному пульту управления по команде с блока управления.
Станция обеспечивает дистанционное отключение скважины и закрытие БЗ оператором центрального пульта управления по электрической команде, а также возможность местного ручного отключения скважины.
Станция обеспечивает местное ручное включение скважины (открытие ПКО, СЗ, БЗ).
Станция обеспечивает управление УДК по командам с пульта управления диспетчера.
Станция также снабжена электронным блоком управления для дистанционного управления фонтанной арматурой,
Фото 2 Станция управления фонтанными арматурами для куста скважин Photo 2 X-tree Control Station for a Well Cluster
сбора и обработки аналоговых и дискретных информационных сигналов с первичных преобразователей и приборов и передачи сигналов на пульт управления УКПГ с помощью радиомодемной связи.
В зависимости от проекта по обустройству скважин разработаны модификации станции СУФА-12. Это СУФА-12/9, предназначенная для управления тремя запорными органами (БЗ, СЗ, ПКО) трех фонтанных арматур, и СУФА12/6, управляющая тремя запорными органами (БЗ, СЗ, ПКО) двух фонтанных арматур.
В связи с необходимостью освоения шельфовых месторождений перед страной встала задача построения своих отечественных нефтегазодобывающих платформ. Сейчас ведется строительство платформ для месторождения «Приразломное» в Баренцевом море и месторождения им. Корчагина в Каспийском море. А раз будут платформы, значит на них будут установлены и фонтанные арматуры, которыми по требованиям безопасности нужно будет управлять в автоматическом режиме. И сегодня компания «Космос-Нефть-Газ» наряду с зарубежными компаниями участвует в тендере на поставку станций управления фонтанными арматурами для этих платформ. Это станции СУФА-27 для морской ледостойкой стационарной платформы «Приразломная» и СУФА-40 для платформ месторождения им. Ю.Корчагина.
Станция СУФА27 предназначена для дистанционного, автоматического и ручного управления глубинным клапаном-отсекате-лем (SCSSV), стволовым клапаном-отсека-телем (MSSV) и боковым клапаном-отсека-телем (WSSV) с гидравлическими приводами одновременно девяти фонтанных арматур нагнетательных скважин, т.е. кустом скважин.
Станция СУФА-40 предназначена для дистанционного и автоматического управления внутрискважинным клапаном-от-секателем (ПКО), центральной стволовой задвижкой (ЦЗ) и двумя боковыми задвижками БЗ1 и БЗ2 с гидравлическими приводами десяти фонтанных арматур.
В России есть предприятия, которые обладают необходимым научным и техническим потенциалом для создания сложного оборудования, не уступающего импортному, для обустройства газовых и нефтяных месторождений, и в том числе оборудования, позволяющего решать задачи автоматизации добычи углеводородов в регионах Крайнего Севера и шельфа России. ■
