2 Системы сбора и подготовки нефти и газа. Выкидные линии, гзу, нефтесборный коллектор, днс, напорные трубопроводы. Системы защиты от разрушения и инцидентов.

Система сбора нефти газа и воды на нефт. месторождениях – всё оборудование и система трубопроводов, построенных для сбора продукции отдельных скважин и доставка её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.

1) Выкидные линии;

2) Установки по измерению продукции скважин (УИПС);

3) Нефтепроводы от УИПС до сеп. установок I ступени. Сепарационные установки первой ступени (перед ДНС или совместно). Для отделения газа от нефти. Если совместно с ДНС, то буферные емкости выполняют роль сепараторов. Работают при Р<1 МПа, чаще при 0,4-0,6 МПа, часть газа, которая остается при этом давлении, идет дальше. Газ отправляют на газокомпрессорную станцию или к потребителю.

4) Нефтепроводы от СУ I до ДНС;

5) От ДНС до нефтесборного коллектора. ДНС: Для перекачки нефти к УППН. Выбирают насосные установки с соответствующим напором и расходом. Иногда необходимое давление на выходе составляет 30-40 атм.

6) Промысловый или центр. сборный пункт (ЦПС). Необходим, когда качают с нескольких м/р. На нем происходит 2 ступень сепарации, т.к. пока нефть шла по трубам из нее выделился газ. (Ртранспортировки=1,6 атм). А также предварительное обезвоживание нефти (сброс воды в виде свободной фазы). Может производиться замер: сколько жидкости, нефти добыло м/р или часть м/р.

7) УПСВ. Установка предварительного сброса воды. (УПСВ). В отличии от УППН технология упрощена (без реагента и без подогрева) Может быть совместно с УППН.

8) УППН. Установка предварительной подготовки нефти. Для получения заданных категорий нефти. Выделяют основные технологические операции УППН: обезвоживание, обессоливание, стабилизация. Температура нагрева нефти колеблется от 35-70 С, а при стабилизации 200-240 С. Также используют реагенты для деэмульсации нефти. На выходе УППН могут находиться концевые сепарационные установки, которые особенно эффективны, т.к. нефть подогрета. С УППН совмещают УПСВ.

9) СИКН. После УППН нефть подается в 2 попеременно-работающих резервуара, откуда напорным насосом идет подача на установку по измерению качества и количества нефти. Если нефть некондиционная, то она отправляется обратно на доподготовку.

10) Товарный парк. Не менее трех резервуаров, подключаются последовательно и выполняют следующие функции: заполнение, ожидание (хранение), разгрузка, улучшение показателей Н, учет общего кол-ва Н.

11) Магистральный нефтепровод.

По системам защиты от разрушения и инцидентов инфы нет. Прочитай, что написано ниже и придумай что-нибудь сам 

Технологическая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды имеет следующий вид. Добытая нефть со скважины направляется на групповую замерную установку (ГЗУ). С ГЗУ нефть направляется на дожимную насосную станцию (ДНС) для откачки нефти на установку подготовки нефти (УПН). На УПН нефть направляется через сепаратор (отделение газа от нефти), в горизонтальный отстойный аппарат предварительного обезвоживания, откуда нефть насосами подается в печи (подогрев 48-52 °С) и отстойные аппараты глубокого обезвоживания. После них нефть поступает через смеситель в отстойники для обессоливания и в резервуар товарной нефти. Из него нефть насосами узел учета нефти направляется в магистральный нефтепровод (МН). Вода из отстойников обезвоживания и обессоливания поступает в резервуары сточных вод и далее насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) системы поддержания пластового давления (ППД). Газ, выделившийся в процессе подготовки нефти, в Удмуртии сжигается на факелах.

В процессе промысловой подготовки нефти и воды используются средства контроля и измерений общетехнологических параметров.

Измерение давления Для измерения давления используют манометры, вакуумметры, мановакуумметры. Для сигнализации применяют электроконтактные манометры ЭКМ или ВЭ-16рб, выполненные во взрывобезопасном исполнении. Для дистанционного, непрерывного преобразования абсолютного и избыточного давления, разряжения, разности даления жидких и газообразных сред в пропорциональное значение выходного сигнала постоянного тока используют тензорезисторные измерительные преобразователи «Сапфир-22», «Мид», «Корунд», «КРП» в комплекте с унифицированными блоками, преобразующими изменения сопротивления тензопреобразователя в токовый сигнал.

Измерение температуры Для измерения температуры применяют термоэлектрические термометры (термопары – хромель-копелевые или хромель-алюмелевые), термопреобразователи (термометры) сопротивления (платиновые ТСП или медные ТСМ), жидкостные стеклянные термометры и манометрические термометры. В качестве вторичной аппаратуры индикации и защиты по температуре в настоящее время хорошо зарекомендовали себя «УМС-4», «УКТ-38».

Измерение уровня, уровня раздела Приборами для контроля уровня раздела жидкостей оборудуют, как правило, каждый отстойный аппарат или электрогидратор. В настоящее время в Удмуртии используют приборы, которые автоматически дистанционно непрерывно измеряют уровни жидкости, отображают результат измерения на цифровом дисплее, а также осуществляют контроль верхнего и нижнего предельных уровней с выдачей токовых сигналов в систему управления:

Двухканальный регулятор уровня раздела фаз нефть-вода. В комплект регулятора входят: датчик уровня жидкости ДУЖ-1М, блок автоматики БА-1 и электрическое исполнительное взрывозащищенное устройство УЭРВ. В качестве чувствительного элемента в уровнемере ДУЖ-1М используют поплавки, перемещающиеся по немагнитной трубе, внутри которой размещены герметизированные магнитоуправляемые контакты-герконы.

Двуххканальный регулятор уровня раздела фаз нефть-вода «ВК-1200», «У-1500». Конструктивно уровнемер состоит из двух частей – первичного и вторичного преобразователей, выполненные во взрывобезопасном исполнении. Первичний преобразователь состоит из датчика и иэлектронного блока. Датчик содержит вертикально установленную гибкую трубу с размещенным в ней ферромагнитным звуководом, электроакустический излучатель и поплавки с постоянными магнитами, перемещающихся свободно вдоль трубы. Сигналы с первичного преобразователя обрабатываются во вторичном преобразователе. Принцип действия уровнемера заключается в измерении времени прохождения ультрозвуковой волной расстояния от излучателя до верхнего поплавка (уровень нефти) и измерении времени прохождения ультрозвуковой волной пути от конца стержня и обратно до второго поплавка (уровень воды).

Измерение расхода Применяемые в отрасли расходомеры устанавливаются на всем протяжении технологического процесса сбора и подготовки нефти. Различают следующие виды расходомеров, которые применяют на данный момент:

Расходомеры переменного давления в сужающем устройстве. В качестве сужающего устройства используется диафрагма, установленная в трубе. Принцип действия приборов основан на преобразовании измеряемой величины перепада давления в электрический сигнал или сразу в величину расхода, передаваемых на вторичный прибор (первичные преобразователи - дифманометры ДМ, Сапфир-22; вторичные преобразователи – ДСС, КСД).

Турбинные расходомеры различают следующих типов: Норд, Миг, Турбо-Квант, которые включают в себя первичный преобразователь расхода (ТПР) – турбинка, размещенная в трубе вдоль оси трубопровода; электромагнитный датчик, преобразующий частоту вращения турбинки в электрический импульсы; вторичный электронный блок индикации расхода и объема, прошедшего через турбинку.

Турбинный объемный счетчик типа ТОР1-50 предназначен для измерения объема жидкости, который устанавливается в трубу. Принцип действия заключается в преобразовании числа оборотов турбинки в объем протекающей жидкости.

Ультрозвуковые расходомеры стационарные и переносные типа «Взлет», «РТ-868», основанные на измерении скорости распространения ультрозвука с помощью первичных ультрозвуковых датчикв, устанавливаемых на (в) трубу и преобразования вторичными электронными блоками в расход.

Диспетчерский пульт нефтепромысла. На сегодняшний день для автоматического дистанционного контроля и управления за работой нефтяного оборудования в нефтедобыче используется телемеханический комплекс под условным названием «Атлас», включающий в себя оборудование пункта управления (ПУ) и контролируемого пункта (КП). В составе ПУ имеется компьютер IBM PC, с соответствующим программным обеспечением через интерфейс связи, а на КП устанавливаются микропроцессорные контроллеры. Контролируемыми пунктами нефтепромысла являются ДНС, ГЗУ(«Спутник»), скважина. Интерфейс пункта управления (ПУ) поддерживает обмен данными по 10 направлениям. Каждое направление может работать по одной физической паре кабельной линии связи (КЛС) или по радиоканалу. К каждой паре КЛС или радиомодему на контролируемом объекте может быть подключено до 27 контроллеров «Атлас». Информация с датчиков, установленных на контролируемых объектах собирается по кабельным линиям на микропроцессорном контроллере и далее через интерфейс связи поступает на компьютер пункта управления – диспетчерского пульта управления. Внедрение системы «Атлас» позволяет: повысить качество и достоверность замеров дебита по гибкой, индивидуальной для каждой скважины программе; собирать и обрабатывать данные о текущих значениях различных параметров, измеряемых приборами; обеспечить надежный дистанционный контроль за соответствием технологических параметров заданным значениям; успешно решать вопросы дистанционного управления оборудованием; подключить ПУ к компьютерной сети для дальнейшей передачи собранной информации и использования ее при принятии управленческих решений.

Контролируемые параметры по объектам:

Скважина: давление в выкидной линии (ВЭ-16рб); динамограммы (динамограф); обрыв штанг, обрыв ремня, перегрузка насоса (станция управления).

ГЗУ: дебит по жидкости, (СКЖ, ТОР1-50, регулятор расхода); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); управление переключением скважины, № скважины, находящейся на замере (блок управления гидропривода ГП-1, Атлас).

ДНС: дебит по жидкости (Норд, Миг, Турбо-Квант); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); информация – вработе или нет (Атлас); предельный верхний, нижний уровень в накопительной емкости (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

БАС: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1); регулирование уровня жидкости (РУПШ).

КСУ: уровень (ВК-1200, У-1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

РВС: уровень раздела фаз, верхний предельный уровень (ВК-1200, У1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

Отстойники: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

Печь ПТБ-10: температура нефти (ТСП, ТСМ - датчики, УКТ-38, А100, ИПШ-703 – вторичные блоки); температура дымовых газов (ТХК, ТХА - термопары, УКТ-38, А100, ИПШ-705 – вторичные блоки); расход нефти (Норд, Турбо-Квант, РП-160); давление нефти в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб).

ЭДГ-электродегидратор: предельный верхний уровень среды (СУС).

Насосные агрегаты: давление на приеме и выкиде насоса (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); температура подшипников (ТСМ – датчики, УКТ-38 – вторичный блок).

Узлы учета нефти: расход (Норд, Миг, Турбо-Квант); накопительная проба на % воды (автоматический пробоотборник – Проба 1М); расход через пробозаборное устройство (ТОР1-50).