Автоматизация кустов скважин

Кустовое бурение

Кустовое бурение используется при разбуривании месторождений в труднодоступных заболоченных местах и при морском бурении. К основным преимуществам кустового бурения относятся:

1. Сокращение объемов строительства нефтепроводов.
2. Значительное сокращение земельных площадок.
3. Сокращение объема строительства линий электропередач и подъездных дорог.
4. Сокращение строительно-монтажных работ и уменьшение затрат на строительство площадок.

До начала бурения первой скважины составляется план куста. В таком плане указываются расположение устьев скважин, последовательность их бурения, проектные отклонения забоев и азимуты, направление перемещения буровой установки. Последовательность бурения зависит от величины угла, который измеряется от направления движения станка до проектного направления забоя скважины по часовой стрелке. При расчетах расстояний между устьями скважин необходимо учитывать следующие критерии:

1. Установка агрегатов для освоения скважин.
2. Длина вертикального участка скважины.
3. Траектория ствола предыдущей скважины

Расстояния между устьями соседних скважин должно составлять не менее пяти метров. В том случае, когда предыдущая скважина искривлена в направлении движения установки, то расстояние выбирается максимальным.

Автоматизация кустов скважин

В соответствии с современными требованиями безопасности в нефтяной и газовой промышленности и рациональности получения максимально полной информации о работе кустов скважин, необходимо при помощи средств телемеханики и автоматики контролировать и регулировать следующие технологические параметры кустов скважин:

1. По нагнетательным скважинам: расход воды в нагнетательных линиях, загазованность в водораспределительных батареях.
2. По скважинам с установками электроцентробежных насосов: загазованность технологической площадки, аварийные защиты станции управления, состояние электрических двигателей (включение/отключение), контроль подачи продукции (для одиночных скважин).
3. По скважинам с штанговыми глубинными насосами: загазованность технологической площадки, усилие на штоке, положение балансира, состояние электрических двигателей (включение/отключение), контроль подачи продукции (для одиночных скважин).
4. По автоматизированным газозамерным установкам: загазованность в технологическом помещении, уровень в емкости, управление гидравлическим приводом (включение/отключение), дебит скважины, температура в емкости, давление в емкости, положение переключателя скважин многоходового.
5. По блоку местной автоматики: регулирование температуры в блоке местной автоматики, несанкционированный вход.

В настоящее время используются системы ТМ-620 и ТМ-660, которые позволяют контролировать часть параметров, предусмотренных современными требованиями. Например, пункт систем ТМ-660 «Хазар» КП-2 способен обеспечивать контроль следующих параметров:

1. Передача данных по радиоканалу.
2. Управление гидравлическим приводом в автоматизированной газозамерной установке.
3. Положение многоходового переключателя скважин в автоматизированной газозамерной установке.
4. Дебит нефтяных скважин в газозамерной установке.
5. Контроль состояния механического фонда по 16 скважинам.
6. Расход воды по двум нагнетательным скважинам.

Положительным моментом в развитии систем телемеханики является замена стандартных пультов в системах ТМ-62 и ТМ-660 на автоматизированные диспетчерские пульты, которые способствуют облегчению работы операторов пультов управления, связанной с со снятием и обработкой информации с кустов скважин. Также они имеют возможность передачи текущих данных и отчетов в корпоративную сеть. Для дальнейшего развития систем телемеханики и автоматики для кустов скважин целесообразно следующее: замена устаревших контрольных пунктов на контроллеры, организация автоматизированных рабочих мест для других позиций (геологи, технологи и т .п.), замена линий связи с местной автоматикой на радиоканал.