Отчёт по практике. отчет по практике 3 курс. Краткое описание организации

• Название: Краткое описание организации
• Анкор: Отчёт по практике
• Дата: 12.04.2022
• Размер: 0.56 Mb.
• Имя файла: отчет по практике 3 курс.docx
• Тип: Документы; #467273
• страница: 10 из 12

22. Автоматизация ДНС и сепарационных установок

Автоматические сепарационные установки. Газоводонефтяная смесь после измерения дебита на ГЗУ поступает в СУ, где нефть отделяется от газа и частично от воды.

В случае превышения давления в емкости предусмотрен предохранительный клапан 2. Схема автоматизации СУ обеспечивает автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, автоматическую защиту установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе, передачу аварийных сигналов на диспетчерский пункт.

Газонефтяная смесь после ГЗУ поступает в гидроциклонный сепаратор 3. Из нижней сепарационной емкости нефть проходит через фильтр 11 и далее, очищенная от механических примесей, через турбинный расходомер 12 в нефтесборный коллектор. На газовой линии смонтирована камерная диафрагма 5 для измерения объема отсепарированного газа. В случае превышения допустимого значения предусмотрен предохранительный клапан 2.

Уровень в сепараторе регулируется двумя механическими регуляторами уровня 7 и 9. Регуляторы получают управляющие сигналы от поплавковых датчиков 6 и 8. Если уровень жидкости в сепараторе достигнет аварийной отметки, поплавковый сигнализатор 10 уровня подаст электрический сигнал на соленоидный клапан 14, который направит сжатый воздух из осушителя 4 на пневмопривод задвижки 13. При этом будет перекрыта линия, по которой газонефтяная смесь поступает на установку.

В случае аварийного превышения давления импульс от электроконтактного манометра 15 воздействует на клапан 14, который подаст сжатый воздух на пневмопривод задвижки 13, и поступление газонефтяной смеси на установку прекратится.



Рисунок 11. Схема блочной сепарационной установки

ДНС. ДНС предназначены для внутрипромысловой перекачки продукции скважины. Нефть от ГЗУ поступает в буфер емкости ДНС, затем насосами откачивается в нефтепровод по назначению. Отсепарированный газ после буфера емкости направляется в газосборную систему.

Система контроля и управления ДНС предназначена для оперативного учета, поддержания заданных значений параметров технологического процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуаций.

Блок сепарации:

1) Измерение давления в емкости манометром МП-4.

2) Сигнализируется предел значений давлений.

3) Автоматическое регулирование давлений в сепарационной емкости при помощи клапана отсечки.

4) Автоматическое регулирование уровня жидкости в емкости (УС 1500, Сапфир).

5) Сигнализируется верхний и нижний аварийные уровни сигнализатором типа СУ.

Блок насосов:

1) Автоматическое регулирование давлений и уровня в буфере емкости (датчик давления МИДА).

2) Автоматическое управление насосным агрегатом по уровню в буфере емкости при периодической откачке.

3) Автоматическое включение резервного насосного агрегата.

4) Контроль температуры подшипников насосных агрегатов и двигателя.

5) Защита электропривода насосного агрегата от перегрузок и короткого замыкания.

6) Измерение давлений на приеме и выкиде насосов, автоматическое отключение их при аварийном снижении давлений в напорном трубопроводе.

7) Измерение тока электродвигателя и напряжение каждого насосного агрегата.

8) Автоматическая защита насосного агрегата при превышении температуры подшипников двигателя и насосов (датчик ТСМ).

9) Сигнализация о загазованности и пожаре в помещении.

10) Извещение диспетчерского пункта сигнала о срабатывании защит с расшифрованием причин.

Блок дренажной емкости:

1) Автоматический контроль уровня жидкости в емкости.

2) Автоматическое управление погружения насоса по уровню в емкости.

3) Сигнализация состояния погружных насосов «Вкл» в операторной.

По общестанционарным параметрам ДНС:

1) Сигнализация предельных значений давления на приеме ДНС.

2) Сигнализация предельных значений давления на выходе ДНС.

3) Сигнализация о загазованности в помещении с нефтенасосом.

4) Автоматическое управление вентиляцией.

5) Отключение насосных агрегатов при недопустимой загазованности.

6) Аварийная сигнализация о пожаре нефтенасосов.

7) Сигнализация о загазованности площадок объектов на территории ДНС.

23. Технические средства для оперативного учета добываемой продукции

Оперативный учет добытой нефти по скважинам осуществляется на основании данных замера дебита скважин по жидкости с помощью замерных устройств с учетом отработанного скважинами времени и процентного содержания воды с применением сертифицированного оборудования.

Для измерения газоводонефтяной смеси по отдельной скважине применяются бессепарационные и сепарационные методы.

В бессепарационных используются:

1) Мультифазные - позволяют непосредственно определять расходы нефти, воды и нефтяного газа в потоке;

2) Мультифазные парциальные - разделяют смесь с помощью мини-сепараторов на нефтяной газ, нефть и воду, затем измеряют их расход непосредственно в потоке.

Сепарационные методы основаны на разделении в сепараторе смеси, поступающей из скважины, на нефтяной газ и жидкость. Объемный расход нефтяного газа измеряют счетчиком газа, и его значение приводят к стандартным условиям. Жидкость накапливают в емкости, а время накопления фиксируют, чтобы потом вычислить суточный дебит скважины по массе.

1) Метод с отстоем воды - жидкость выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и нефть. Затем воду и нефть сливают отдельно, измеряя их массы прямым методом динамических измерений. Метод считается самым точным, но и самым дорогостоящим и трудоемким, чаще всего используется на УПН.

2) Прямое измерение - массу жидкости в емкости измеряют прямым методом статических измерений или прямым методом динамических измерений при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы.

3) Косвенный метод динамических измерений - объем жидкости измеряют с помощью счетчика объема при сливе. С помощью влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти. Плотность нефти и воды определяют в лаборатории плотномером по отобранной пробе, затем вычисляют их массы с поправками на температуру и давление. Сюда относятся АГЗУ «Спутник» различных модификаций.

4) Гидростатический - массу жидкости определяют косвенным методом, для чего измеряют ее гидростатическое давление и объем с помощью мер вместимости. Влагомером при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой нефти, затем вычисляют их массы. В последние годы начали появляться установки, работающие по этому принципу: АГЗУ «Электрон-400» и «Электрон-1500», выпущенные ОАО «Опытный завод «Электрон» (Тюмень).

Технологии постоянно совершенствуются. Так, в последние годы появились ядерно-магнитные расходомеры для многофазной среды, автоматизированные групповые трехфазные замерные установки и другие новинки.