Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 123
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
-
Применение полимерного и термополимерного воздействия на пласт.
При большом соотношение вязкостей нефти и воды, приводит к снижению охвата пласта вытесняющим агентом. Добавка в воду высокомолекулярного полимера позволяет повысить вязкость воды и соответственно улучшить соотношение подвижностей нефти и воды и за счёт этого повысить нефтеотдачу.
Существует два способа применения полимеров в процессах добычи нефти:
1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагн. скважин или обводнённых добывающих скважин за счёт блокирования зон высокой проницаемости.
2. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти при заводнении.
В качестве добавок к воде могут использоваться несколько полимеров: ксантановая смола, гидролизованный полиакриламид (ГПАА), сополимеры (полимер, состоящий из двух и более типов мономеров, полиакриламид (ПАА), и др.
Все промышленные полимеры попадают фактически в два класса: полиакриламидов и полисахаридов (биополимеры). В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, чаще всего применяют полиакриламид (ПАА). Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. Молекулярная масса полимеров порядка 106. В определённых условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях цепочка может быть свёрнутой в клубок или шар. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы «цепляются» за зёрна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зёрнах поверхности пород.
Для этого закачивают раствор ПАА в высокопроницаемые пропластки, снижают тем самым скорость движения по ним воды, повышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытеснения нефти водой из пропластков с более низкой проницаемостью.
Основными факторами, снижающими технологический эффект от применения раствора полимера, являются высокая проницаемость пород, связанная с наличием в них крупных каналов фильтрации, а также значительная вязкость нефти, её активность на границах раздела фаз и гидрофилизация поверхности.
Полимерное заводнение. Температура пласта должна быть не более 80-90°С, так как при большей температуре полимер разрушается. При проницаемости пласта менее 0,2 мкм² процесс трудно реализуем, так как размеры молекул оказываются больше размеров пор и происходит либо кольматация призабойной зоны, либо механическое разрушение молекул. В условиях повышенной солёности воды и большого содержания солей кальция и магния водные растворы полиакриламида становятся неустойчивыми и их структура нарушается. Не эффективна при высоковязкой и сверхвысоковязкой нефти
Сущность метода полимерного заводнения (ПАА) заключается в выравнивании подвижностей нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Нагнетание растворов полимеров в продуктивные пласты изменяет гидродинамические характеристики объекта разработки. В результате этого начинают работать пропластки, которые при обычном заводнении оказываются неохваченными процессом. Механизм действия полимерных растворов проявляется в снижении подвижности воды. Характер течения водных растворов полимеров в пористой среде может быть различным. Причем он определяется скоростью нагнетания, концентрацией полимера в растворе, температурой и фильтрационными характеристиками пород. Адсорбция полимера в пористой среде способствует повышению эффективности метода. Существенное влияние оказывают также катионообменные процессы и физико-химические свойства поверхности.
Технология: заключается в последовательной закачки оторочки полимерного раствора в объеме 15-30 % от порового объема. концентрация ПАА в закачиваемом водном растворе равна 0,05 %; объем оторочки раствора – 50–100 %. В результате закачки раствора ожидается увеличение нефтеотдачи на 10–15 % (5–10 %)
Закачка растворов ПАА проведена на Арланском, Орлянском, Ромашкинском, и др нефтяных местор.
Технология ТПВ основывается на закачке в пласт нагретого до температуры 90°С раствора ПАА концентрацией 0,05–0,1%. Вязкость нагретого водного раствора полиакриламида составляет 1,5–2 мПас. Поскольку вязкость подогретого раствора невелика, он хорошо проникает, прежде всего, в трещины и другие высокопроницаемые зоны. При движении подогретого раствора по зонам высокой проницаемости прилегающие к ним низкопроницаемые зоны прогреваются за счёт теплопроводности. В результате в неохваченных вытеснением зонах пласта вязкость нефти снижается. Часть горячего раствора, в основном горячая вода пропитывает блоки, улучшает гидрофильность породы, увеличивает подвижность нефти и тем самым ведет к ее вытеснению. По мере продвижения по пласту водный раствор полимера остывает, вязкость его увеличивается, становится сопоставимой с вязкостью вытесняемой нефти. Коэффициент вытеснения увеличивается. Модификацией рассмотренной технологии является циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие. В пласт закачиватся теплоноситель (горячая вода, пар), затем холодный водный раствор ПАА. Производится несколько циклов последовательной закачки теплоносителя и полиакриламида. (технология чередования закачки горячей воды и полимерного раствора) в наибольшем масштабе и довольно успешно применялась на Мишкинском месторождении, содержащем нефть вязкостью 78 мПа*с
-
Вытеснение нефти из пласта растворителями.
Одним из методов увеличения нефтеотдачи является вытеснение нефти из пласта путём нагнетания в пласт растворителей (спиртов, бензола, жидкого пропана и т. д.). Сущность технологии заключается в том, что в пласте создаётся оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешёвым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает её из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытесняющего агента. Например, при использовании в качестве вытеснителя жидкого пропана оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. По данным лабораторных опытов при вытеснении нефти, например, жидким пропаном нефтеотдача приближается к 100%. Это можно объяснить отсутствием поверхностей раздела между нефтью и вытесняющей её жидкостью, а следовательно, и капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти. Эффективность процесса во многом зависит от параметров пласта и условий вытеснения, определяющих закономерности движения оторочки растворителя – соотношения вязкостей нефти и вытесняющей жидкости, длины пласта и степени однородности его физических свойств, скорости вытеснения и т. д. Большое влияние на процесс оказывает различие плотностей нефти и растворителя вследствие искривления поверхности контактов и образования гравитационных языков. Оптимальный размер оторочки, необходимой для сохранения её оплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам, для различных условий следует определять специальными исследованиями, учитывающими специфику залежи. При практическом осуществлении процесса размеры оторочки колеблются от 4 до 12% объёма порового пространства. Установлено, что количество вытесняющей фазы, необходимое для полного извлечения нефти, возрастает с увеличением соотношения вязкостей нефти и растворителя. Длина зоны смеси растворителя и нефти увеличивается с ростом пути, пройденного фронтом вытеснения. Аналогичное влияние на длину зоны смеси оказывает увеличение соотношения вязкости нефти и растворителя. По экспериментальным данным проницаемость пород и скорость вытеснения существенно не влияют на длину зоны смеси. При вытеснении нефти по схеме «жидкий пропан – газ» увеличение давления в пласте приводит к более полному её извлечению, так как при высоких давлениях разбавленный газом пропан лучше смешивается с нефтью. Большое влияние на эффективность процесса оказывают состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. Лёгкие нефти эффективно вытесняются растворителями. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся с водой и с нефтью, например, спирт.
Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. В этом случае легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объёмы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому более перспективен процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода – растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остаётся не вытесненным в обводнённой зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях. Применение растворителей может быть эффективным при разработке залежей высоковязкой нефти. Ниже приведены результаты экспериментальных и промысловых исследований эффективности применения растворителей для увеличения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи Усинского месторождения и выбор оптимального размера оторочки растворителя при различных температурах пласта. При реализации метода вытеснения нефти растворителями в пласт закачивается оторочка растворителя определённых размеров, которая смешивается с нефтью . Затем эта оторочка перемещается по пласту каким-либо рабочим агентом: водой, газом или их смесью. По мере перемещения по пласту оторочка «чистого» растворителя будет сокращаться в размерах за счёт смешения с нефтью на передней границе и вследствие неполного вытеснения ее проталкивающим агентом. Поэтому существует некоторый оптимальный размер оторочки, позволяющий с наименьшими затратами растворителя получить наибольшую нефтеотдачу.
Дисциплина 6 Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти
- 1 ... 16 17 18 19 20 21 22 23 ... 27
Основные направления в развитии автоматизированных систем управления технологическим процессом в добыче нефти и газа. Цели и задачи АСУТП.
Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) установки подготовки нефти (УПН) предназначена:
- для управления технологическим процессом УПН, а также поддержания оптимального режима подготовки нефти, газа и сброса воды;
- контроля за ходом технологического процесса;
- формирования и выдачи отчетной и архивной документации
В состав типовой УПН входит следующее технологическое оборудование:· газосепараторы;· отстойники; концевые сепарационные установки; блок хим. реагентов ; узел налива нефти; насосы перекачки нефти и воды; узел учета нефти; узел учета газа; резервуары; дренажные емкости; регулирующие клапаны; электрозадвижки; печи.
АСУ ТП позволяет осуществлять управление и динамический контроль за технологическими процессами (ТП) на промышленных предприятиях, своевременно и эффективно предотвращать аварийные ситуации, а также осуществлять удаленное управление производством.
Задачи АСУ ТП:
-
сбор, обработка и хранение данных о ходе технологического процесса в режиме реального времени;
-
измерение и поддержание в заданных пределах температуры, давления, расхода жидких и сыпучих веществ;
-
управление технологическими линиями, транспортными маршрутами сырья и готовой продукции с применением алгоритмов оптимизации работы оборудования;
-
управление внештатными ситуациями.
-
Функции автоматизации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Автоматическая защита от аварий и разрушений.
блок управления станком-качалкой, предназначенный для управления и защиты электродвигателя и обеспечивающий:
автоматическое управление двигателем, приводящим в движение станок-качалку, в случае возникновения аварий;
отключение этого двигателя посредством импульса, подаваемого электроконтактным манометров при авариях;
самозапуск после перерыва в электроподаче двигателя станка – качалки.
Автоматизацией ШСНУ предусматривается управление, противоаварийная защита, контроль и диагностика установки. Средствами автоматизации ШСНУ являются:
- датчики динамометрирования, ваттметрирования, давления, уровня, несанкционированного доступа к станции управления либо стационарные системы динамометрирования («ДДС-06», «СДА-10»), измерения уровня жидкости в скважине («Микон-811) и др.;
Система автоматизации скважин, оборудованных ШГН и приводимых в действие СК, должна выполнять следующие функции:
-сбор, первичная обработка и хранение информации о технологических параметрах объекта автоматизации и состоянии оборудования в реальном масштабе времени;
-автоматическое регулирование и управление технологическим оборудованием в соответствии с заданной программой;
-противоаварийную защиту технологического оборудования, контроль срабатывания защит и блокировок;
-исполнение команд с пункта управления;
-контроль работоспособности контроллеров, датчиков и исполнительных механизмов;
-местное управление технологическим оборудованием;
-обмен информацией с пунктами управления;
-дистанционное управление состоянием и режимом работы технологическим оборудования;
-сигнализацию отклонения параметров от заданных значений, отказов технологического оборудования и элементов системы автоматизации;
-регистрацию и хранение информации о контролируемых параметрах, аварийных ситуациях и действиях оперативного персонала;
-ведение архивов и представление информации в виде таблиц и диаграмм, в том числе и по дебиту скважины;
-учёт наработки технологического оборудования;
-оптимизацию режимов работы технологического оборудования и решение задач рациональной эксплуатации скважины.
Автоматическая защита представляет собой совокупность технических средств, которые при возникновении ненормальных и аварийных режимов прекращают контролируемый производственный процесс. Автоматическая защита тесно связана с автоматическим управлением и сигнализацией. Система автоматической защиты (САЗ) динамическая, она преобразует выходную величину объекта защиты в сигнал, сравнивает его с предельно допустимым значением и в случае превышения прекращает подачу энергии к объекту. Исполнительным элементом САЗ является контакт, который используется в принципиальной схеме защиты.
-
Оптимизация работы скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, с применением телеметрической системы ТМС.
Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом, заключается в автоматическом отключении электродвигателя погружного насоса при аварийных ситуациях; пуск и остановку по команде с групповой установки и при перерывах подачи электроэнергии, самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления.
Между тем, появление высокоточных ТМС позволяет применять их для проведения «малозатратных» гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Сегодня погружная телеметрия эффективно используется для: • Контроля работы электроцентробеж- ного насоса; • Диагностики неполадок УЭЦН и про- ведения предупредительных профи- лактических мероприятий, например, по предупреждению засорения или отложения парафинов на рабочих по- верхностях насоса; • Оптимизации режима работы УЭЦН (работа на максимальной депрессии, оптимизация режима автоматического повторного включения (АПВ)). Применение высокоточной ТМС позволяет: • Получить достоверную информацию о параметрах скважины и пласта (пла- стовое давление, скин-фактор, прони- цаемость, полудлина трещины гидро- разрыва пласта (ГРП)); • Снизить потери нефти при проведении гидродинамических исследований за счет сокращения длительности про- стоя добывающих скважин. Например, появляется возможность выполнять ГДИС в работающих скважинах (без полной остановки), в процессе кото- рых предполагается изменение рас- хода жидкости путем смены частоты работы УЭЦН на одном или нескольких режимах; • Получить дополнительную добычу нефти от геолого-технических меро- приятий (ГТМ) за счет увеличения ка- чества ГДИС.
-
Функции автоматизации дожимных насосных станций при её комплексной автоматизации.
Нефть от групповых установок поступает в буферные емкости, в которых поддерживается давление, равное 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газированной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов. Затем с помощью насосов по напорному нефтепроводу она поступает в пункт назначения. В блочных помещениях размещены также насосы для откачки нефти, появляющейся при утечках через сальники насосов и предохранительные клапаны. Отсепарированный газ после буферной емкости направляется на газосборную систему. Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.
Насосная станция состоит из основного оборудования - магистрального и подпорных насосных агрегатов, включая систему КИПиА, и вспомогательного - системы смазки, охлаждения, вентиляции, сбора и отвода утечек.
В систему автоматики и управления ДНС входят следующие подсистемы: общестанционной автоматики, насосных агрегатов, вспомогательного оборудования и сооружений.
Комплект средств и приборов общестанционной автоматики управления предусматривает:
1) централизованный контроль основных параметров станции, их регистрацию, необходимую сигнализацию и защиту;
2) отключение насосных агрегатов при отклонении параметров от номинальных;
3) регулирование суммарной подачи агрегатов путём дросселирования или перепуска;
4) контроль загазованности или возникновения пожара и выполнения соответствующих функций управления;
5) дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек на технологических трубопроводах.
Подсистема вспомогательного оборудования и сооружений обеспечивает:
1) сигнализацию о неисправности рабочего и резервного агрегатов;
2) автоматический запуск резервного насосного агрегата.
Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать:
1) автоматическое регулирование рабочего уровня смеси в сепараторе;
2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:
а) аварийном повышении давления в сепараторе;
б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;
3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.
-
Функции автоматизации блочных кустовых насосных станций для закачки рабочего агента в пласт.
Система автоматики. БКНС оборудована системой контроля и автоматизации работы технологического оборудования, предусматривающей: - работу станции без постоянного присутствия обслуживающего персонала;
· ручное местное управление насосами, вентиляторами, электрообогревателями, задвижками; - автоматический контроль технологических параметров насосов, электродвигателей, системы смазки, водяного тракта (расход, давление, температура, уровень вибрации, величина тока электродвигателя и др.); - автоматическое срабатывание электрических защит и аварийной сигнализации.
Система автоматики обеспечивает автоматический учет, контроль и передачу на диспетчерский пункт следующих параметров: - давление воды на входе и выходе каждого насоса; - температуру воды; - давление масла в маслосистеме каждого насоса; - температуру масла; - учет потребляемой электроэнергии; - состояние задвижек на входе /откр.- закр./; - состояние задвижек на выходе /откр.-закр./; - состояние всех электродвигателей /вкл. - выкл./; - состояние основных и резервных насосных агрегатов /вкл. -выкл./; - положение входных дверей /откр.-закр./;
- температуру воздуха в помещении; - сигнал перемещения допустимого уровня загазованности; - вибрации насосного агрегата; - осевой сдвиг ротора насоса; - утечку воды через сальниковые уплотнители; - расход воды; - температуру подшипников насосного агрегата; - температуру гидропяты насоса; - уровень масел в насосах; - температуру обмоток электродвигателя.
Система автоматики обеспечивает защиту насосных блоков от: - падения давления воды на входе; - падения и превышения давления воды на выходе; - превышения потребляемой мощности и тока; - перегрева двигателя.
При возникновении указанных неисправностей в любом насосном блоке система автоматики отключает неисправный блок и включает резервный. Расчетный срок службы станции – 20 лет.
-
Функции автоматизации напорного трубопровода.
Автоматизация объектов магистральных нефтепроводов (МН) обеспечивает контроль работы оборудования, необходимую последовательность выполнения операций при управлении оборудованием и автоматическую защиту оборудования и трубопроводов. Объекты магистральных нефтепроводов имеют технологические схемы и оборудование, позволяющие проводить комплексную автоматизацию.
Объектами автоматизации на магистральных нефтепроводах являются промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС) с магистральными насосными, головные нефтеперекачивающие станции с магистральными, подпорными насосными и резервуарными парками, вспомогательные инженерные сооружения и линейная часть магистральных нефтепроводов.
Уровень автоматизации обеспечивает контроль и управление технологическим оборудованием НПС из операторной, несколькими НПС при размещении их на одной площадке, резервуарным парком, узлами учета нефти и вспомогательными сооружениями из местного диспетчерского пункта (МДП), телеконтроль и телеуправление технологическим оборудованием с вышестоящего уровня управления (районного или территориального диспетчерского пункта).
В МДП (операторной) размещается комплекс средств системы автоматизации, обеспечивающий сигнализацию текущего и аварийного состояния, управление оборудованием НПС, отображение и регистрацию необходимых технологических параметров.
При реконструкции действующих объектов необходимо привести объекты автоматизации в соответствие с правилами и нормами по безопасности на магистральном трубопроводном транспорте согласно Федерального Закона.
-
Обеспечение безопасной эксплуатации автоматизированных установок подогрева нефти при её технологическом обезвоживании и обессоливании.
При сборе высокопарафинистых, вязких нефтей, а также нефтей, имеющих высокую температуру застывания с целью обеспечения текучести нефти, необходимо подогревать продукцию скважин от устья скважины до центрального пункта сбора и подготовки нефти и газа. Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют устьевые, путевые и трубопроводные нагревател
Печь блочная с водяным теплоносителем ПП-1,6 предназначена для подогрева высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий с целью снижения давления в нефтесборных трубопроводах, а также при деэмульсации нефти. Кроме того, допускается применение печей для подогрева нефтяных эмульсий, содержащих сероводород и высокоминерализованную пластовую воду.
1-патрубок подвода нефти; 2-патрубок отвода нефти; 3-её транспортное положении; 4-расширительный бачок; 5-лестница; 6-рама; 7-змеевик; 8-дымовая труба; 9-горизонтальный сосуд; 10-продувочная свеча; 11-указатель уровня; 12-газовая инжекционная горелка; 13-П-образная жаровая труба; 14, 15- патрубок подвода и отвода воды; 16-газовый коллектор; 17-ртутный термометр
Газовоздушная смесь, сгорая в жаровой трубе, выделяет теплоту, которая через стенку передается теплоносителю.
Печь оснащается приборами контроля и автоматического регулирования: технические термометры, электроконтактными термометрами и манометрами, указателем уровня, регуляторами температуры и давления, системой автоматики (сигнализатор погасания пламени и блок автоматики безопасности), электроимпульсный запальник, отключающий клапан.
Комплекс приборов обеспечивает:
-автоматическое регулирование температуры теплоносителя в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником;
-технологический контроль за температурой, давлением, уровнем;
-сигнализацию в операторный пункт о недопустимом повышении температуры в сосуде подогревателя.
Кроме того, позволяет автоматически прекращать подвод газа к горелкам при погасании пламени запальника и горелки, повышении и понижении давлении газа, повышении давления в змеевике, увеличении температуры теплоносителя.
Все приборы размещаются непосредственно на печи, исполнение – взрывозащищенное, а блока автоматики безопасности – нормальное (монтируется в операторном помещении). Приборы на газовом коллекторе защищены кожухом.
-
Автоматизированная система измерения дебита скважин.
Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.
Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.
АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.
Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).
Замерно-переключающий блок содержит : многоходовый переключатель скважин (ПСМ); гидравлический привод ГП-1; замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня; турбинный счетчик ТОР; соединительные трубопроводы и запорную арматуру.
В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.
Процесс работы установок заключается в следующем .
Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 11.25). Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла. Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
Установка может работать в трех режимах;через сепаратор на ручном режиме; через сепаратор на автоматическом управлении; через обводной трубопровод (байпасную линию);
-
1 ... 17 18 19 20 21 22 23 24 ... 27
сбор, обработка и хранение данных о ходе технологического процесса в режиме реального времени;
измерение и поддержание в заданных пределах температуры, давления, расхода жидких и сыпучих веществ;
управление технологическими линиями, транспортными маршрутами сырья и готовой продукции с применением алгоритмов оптимизации работы оборудования;
управление внештатными ситуациями.
Функции автоматизации скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Автоматическая защита от аварий и разрушений.
Оптимизация работы скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, с применением телеметрической системы ТМС.
Функции автоматизации дожимных насосных станций при её комплексной автоматизации.
Функции автоматизации блочных кустовых насосных станций для закачки рабочего агента в пласт.
Функции автоматизации напорного трубопровода.
Обеспечение безопасной эксплуатации автоматизированных установок подогрева нефти при её технологическом обезвоживании и обессоливании.
1-патрубок подвода нефти; 2-патрубок отвода нефти; 3-её транспортное положении; 4-расширительный бачок; 5-лестница; 6-рама; 7-змеевик; 8-дымовая труба; 9-горизонтальный сосуд; 10-продувочная свеча; 11-указатель уровня; 12-газовая инжекционная горелка; 13-П-образная жаровая труба; 14, 15- патрубок подвода и отвода воды; 16-газовый коллектор; 17-ртутный термометр
Газовоздушная смесь, сгорая в жаровой трубе, выделяет теплоту, которая через стенку передается теплоносителю.
Печь оснащается приборами контроля и автоматического регулирования: технические термометры, электроконтактными термометрами и манометрами, указателем уровня, регуляторами температуры и давления, системой автоматики (сигнализатор погасания пламени и блок автоматики безопасности), электроимпульсный запальник, отключающий клапан.
Комплекс приборов обеспечивает:
-автоматическое регулирование температуры теплоносителя в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником;
-технологический контроль за температурой, давлением, уровнем;
-сигнализацию в операторный пункт о недопустимом повышении температуры в сосуде подогревателя.
Кроме того, позволяет автоматически прекращать подвод газа к горелкам при погасании пламени запальника и горелки, повышении и понижении давлении газа, повышении давления в змеевике, увеличении температуры теплоносителя.
Все приборы размещаются непосредственно на печи, исполнение – взрывозащищенное, а блока автоматики безопасности – нормальное (монтируется в операторном помещении). Приборы на газовом коллекторе защищены кожухом.
-
Автоматизированная система измерения дебита скважин.
Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.
Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.
АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.
Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).
Замерно-переключающий блок содержит : многоходовый переключатель скважин (ПСМ); гидравлический привод ГП-1; замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня; турбинный счетчик ТОР; соединительные трубопроводы и запорную арматуру.
В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.
Процесс работы установок заключается в следующем .
Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23). В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу. С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 11.25). Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения. Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина. Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла. Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели. Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
Установка может работать в трех режимах;через сепаратор на ручном режиме; через сепаратор на автоматическом управлении; через обводной трубопровод (байпасную линию);
- 1 ... 17 18 19 20 21 22 23 24 ... 27