Вопросы для самоконтроля:

1. Для чего предназначен АСУ ТП?

2. Технологический процесс разработки месторождения?

3. Что представляет собой АСУ ТП?

4. Производственные объекты нефтегазодобывающей промышленности?

5. Какой должна быть длительность цикла управления?

Глоссарий:

АСУ ТП - сложная человеко-машинная система система осуществляющуая автоматизированное управление газовым (нефтяным) месторождением.

Установка СУП-2А - стальной герметичный шкаф, в котором смонтированы органы силового управления электродвига­телем (трехполюсный рубильник, трубчатые предохранители, магнитный пускатель) с программным реле времени.

Лекция №23-24.

Тема: АСУ ТП в системах сбора и подготовке нефти

Цель: изучить виды и схемы автоматизированных групповых замерных установок.

Ключевые слова: автоматизация, спутники

Основные вопросы и содержание:

Виды и схемы автоматизированных групповых замерных установок.

В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные установки:

ЗУГ – замерные установки групповые;

АГУ – автоматизированные групповые установки;

АГЗУ – автоматизированные групповые замерные установки;

Блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник».

Таблица 1.1 -- Параметры установок типа «Спутник»

Параметры	А – 16 – 14 – 400	АМ – 25 – 10 – 1500	АМ – 40 – 14 – 400	Б – 40 – 14 – 400	ВРМ – 40 – 14 – 400
Число подключаемых скважин Рабочее давление, МПа. Пределы измерения по жидкости, м3/сут Пропускная способность, м3/сут Содержание воды не более, % Погрешность измерения по жидкости, %	14 1.6 10 – 400 4000 95 2.5	10 2.5 10-1500 10000 95 2.5	14 4 10-400 4000 95 2.5	14 4 5-400 4000 70 2.5	14 4 25-400 4000 - 2.5

В настоящее время на нефтяных месторождениях широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин: Спутник – А, Спутник – Б и Спутник – В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются по следующим показателям: рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов.

Главная отличительная особенность установок типа «Спутник» - блочное исполнение и комплектная поставка, что позволяет монтировать их индустриальными методами. Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков: технологического и аппаратурного. В таблице 5.1 приведены основные технологические параметры установок типа «Спутник».

Спутник – А

Спутник – А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к Спутнику, контроля работы скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Рисунок 12.1 Принципиальная схема Спутника – А.

1- выкидные линии от скважин: 2- оборотные клапаны: 3- многоходовой переключатель: 4- каретка роторного переключателя скважин: 5- замерный патрубок от одиночной скважины: 5а- сборный коллектор: 6- гидроциклонный сепаратор: 7- заслонка: 8- турбинный счетчик: 9- поплавковый регулятор уровня: 10- электродвигатель: 11- гидропривод: 12- силовой цилиндр: 13- отсекатели

Спутник – А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором автоматически регистрируется замеренный дебит скважины и переключение скважин на замер. Спутник – А работает по заданной программе, обеспечивающей поочередное переключение скважин на замер на строго определенное время. Продолжительность замера скважин определяется при помощи реле времени, установленного в БМА.

Продукция всех скважин по выкидным линиям 1 поступает на многоходовой переключателя 3. Каждый секторный поворот роторной каретки переключателя 4 обеспечивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок 5 в гидроциклонный сепаратор 6. Продукция остальных скважин в это время проходит в сборный коллектор 5а. В гидроциклонном сепараторе газ отделяется от жидкости.

Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряется путем кратковременных пропусков жидкости, накопленной в сепараторе через турбинный счетчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

Накопление жидкости в нижней части сепаратора до заданного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора уровня 9 и заслонки 7 на газовой линии. Всплывание поплавка до верхнего уровня вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость из сепаратора продавливается через турбинный счетчик 8.

При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслонка 7 открывается, давление в сепараторе и коллекторе выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления и число пропусков жидкости через счетчик зависит от дебита измеряемой скважины.

Дебит скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м³ , прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.

Следующая скважина переключается на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя 19, гидропривода 11 и силового цилиндра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в очередное положение.

Турбинный счетчик 8 служит одновременно сигнализатором периодического контроля подачи скважины. Если контролируемая скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждении автоматически осуществляется при помощи отсекателей 13.

Недостаток Спутника – А – невысокая точность измерения расхода нефти турбинным счетчиком вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа, из-за плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе.

Спутник – В

Спутник – В как и спутник – А предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического замера дебита свободного газа.

Продукция скважин измеряется при помощи Спутника – В следующим образом:

Нефтегазовая смесь от скважин поступает в распределительную батарею 1, где через штуцер 3 попадает в трехходовой клапан 4, отсюда нефтегазовая смесь может направляться либо в линию 5 для измерения объемов нефти и газа в сепараторе 10, либо в линию 8 – общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин.

Обводненные и безводные скважины переключаются на замер автоматически, через определенное время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапанов 4. Количество жидкости, поступившей в сепаратор 10, измеряется при помощи тарированной емкости 14 (объем 300 л), гамма-датчиков 9, подающих сигнал уровня жидкости на БМА, и плоской тарированной пружины 15.

Рисунок 12.2 Принципиальная схема Спутника – В.

1- распределительная батарея: 2- емкость для резиновых шаров: 3- штуцеры: 4- трехходовые клапаны: 5- замерная линия для одиночной скважины: 6- трехходовые краны: 7- коллектор обводненной нефти: 8- коллектор безводной нефти: 9- гамма датчик уровня: 10- сепаратор: 11- диафрагма: 12- заслонка: 13- сифон: 14- тарированная емкость: 15- тарированная пружина

Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гаммадатчиками верхнего и нижнего уровня 9 и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

Выразим вес смеси через G_см, вес нефти - G_н , вес воды – G_в, н (н = кг*м/с²) тогда G_см = G_н + G_в, (12.1)

откуда G_в = G_см – G_н. (12.2)

При известном объеме тарированной жидкости V

V = V_н + V_в = G_н / ρ_нg + G_в / ρ_вg, (12.3)

где V_н и V_в – объемы, занимаемые соответственно нефтью и водой в известном объеме V тарированной емкости, м³; ρ_н и ρ_в – плотность нефти и плотность воды, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м² /с.

Подставляя вместо G_в его значение из выражения (5.4) получим:

V = G_н / ρ_нg + (G _см – G_н) / ρ_вg, (12.4)

Или

ρ_н g ρ_в V = ρ_вgG_н + ρ_нg (G_см – G_н) = ρ_вgG + ρ_нgG_см – ρ_нgG_н. (12.5)

Если обозначить ρ_вgV через G_в, то выражение (12.5) можно записать:

G_н = (ρ_нG_в – ρ_нG_см) / (ρ_в – ρ_н) = К(G_в – G_см), (12.6)

Где К = ρ_н / (ρ_в – ρ_н).

При измерении дебита жидкости при помощи Спутника – В считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Таким образом, по формуле (5.8) легко найти вес нефти при известной величине G_в и замеренной с помощью тарированной пружины величины G_см.

Результаты измерения пересчитывается с учетом времени емкости в т / сут и фиксируется в БМА.

После заполнения тарированной емкости жидкостью и измерения ее веса, БМА включает электрогидравлический привод и заслонка на газовой линии закрывается, в результате чего давление в сепараторе 10 увеличивается и жидкость из емкости 14 через сифон 13 выдавливается в коллектор обводненной нефти 7. Количество газа периодически измеряется при помощи диафрагмы 11.

При наличии отложений парафина в выкидных линиях скважин количества жидкости предусмотрена их очистка резиновыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2.

Недостаток Спутника – В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения.

Спутник – Б

Спутник – Б-40 так же, как и вышеописанные установки, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измерения дебита скважин.

Спутник – Б-40 является более совершенным по сравнению со Спутником – А, так как на нем установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, а также при помощи турбинного расходомера (вертушки) автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклонном сепараторе. Турбинный расходомер жидкости (ТОР) установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника – Б-40 можно измерять отдельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

Продукцию обводненных скважин, используя обратные клапаны 1, направляют по обводной линии через задвижки 12 в сборный коллектор 8. Продукция скважин, дающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а затем в коллектор безводной нефти 23.

Рисунок 12.3 Принципиальная схема Спутника - Б-40.