и 8. На этих установках происходит первичное отделение от исход­ ной смеси газовой фракции, после чего газ поступает в газовую ли­ нию, а дожимная насосная станция 9 повышает давление в линии жидкой фракции, связанной с концевым сепаратором 10. В концевом сепараторе происходит дальнейшее отделение попутного газа в газо­ вую линию.

После этого технологического процесса жидкая фракция на­ правляется в установку предварительного сброса воды 11, там про­ исходит ее разделение на воду и нефть с частичным выделением ос­ татков газовой фракции. Из этой установки вода направляется в ус­ тановку очистки воды 18, а нефтяная фракция в установке 12 подвергается дальнейшему обезвоживанию и обессоливанию за счет обработки химическими реагентами. Эта установка связана с газовой линией, куда поступает отделившийся газ, а также имеет связь с линией отвода воды, которая направляется на очистку в ус­ тановку 18. По нефтяной линии эта установка связана с установкой 13, где происходит извлечение легких углеводородных фракций, препятствующих нормальной транспортировке товарной нефти по трубопроводам.

Учет количества и качественного состава товарной нефти про­ исходит в установке 14. При соответствии качества товарной нефти установленным требованиям она направляется по трубопроводу на нефтеперерабатывающий завод.

Газовая линия этого технологического цикла связана с ком­ прессорными станциями 15 и 16, одна из которых (16) через распре­ делительный пункт 6 нагнетает газ в скважины 1 с газлифтным спо-' собом добычи. Другая компрессорная станция по трубопроводу 17 транспортирует газ на газоперерабатывающую установку.

Линия сброса воды после очистки на установке 18 направляет воду в водосборники (отстойники) 19 и 20, откуда кустовая насос­ ная станция 21 закачивает ее в нагнетательные скважины 22, распо­ ложенные на периферии нефтеносного пласта.

19.1. Автоматизация группового замера дебита скважин

Автоматизированный замер дебита куста нефтяных скважин осуществляется на групповой измерительной установке «Спутник» (рис. 84), которая имеет несколько модификаций.

также жестко закреплены два кулачковых диска 1 и 2, с помощью которых импульсно замыкаются контакты К1 и К2, предназначен­ ные для автоматического управления ориентацией переключателя на конкретную скважину.

При включении насоса 3 рабочая жидкость подается в гидроци­ линдр 4, поршень которого, сжимая пружину 12, перемещает шток 5. Зубчатая нарезка (зубчатая рейка) на его конце входит в зацепле­ ние с шестерней 8. На торцевой поверхности этой шестерни имеют­ ся зубья с упорной косозубой нарезкой, которые входят в упорный контакт с подобными зубьями храповика 7. В результате этого при перемещении штока гидроцилиндра храповик вместе с шестерней поворачивается. Храповик 7жестко связан с поворотным валом, од­ новременно являющимся осью поворота изогнутого патрубка 9.

При совместном повороте этой системы изогнутый патрубок при конечном положении поршня в гидроцилиндре устанавливает­ ся напротив отверстия очередного радиального входного патрубка 11. В этом случае устье очередной скважины через патрубки 11 и 10 соединяется с измерительным сепаратором. Все остальные ради­ альные патрубки, соединенные со скважинами, в это время сливают поступающую смесь в общий коллектор через патрубок 13.

При подключении очередной скважины к измерительному се­ паратору один из кулачков диска 2 замыкает контакт К2, с помо­ щью которого система автоматики регистрирует это подключение, а также считает количество последовательных поворотов. При за­ мыкании контакта К2 привод насоса останавливается и поршень гидроцилиндра 4 пружиной 5 возвращается в исходное положение, при этом торцевые зубья шестерни 8 проскальзывают по зубьям храповика 7 в обратном направлении, сжимая при этом пружину 6. При обратном движении поршня изогнутый патрубок 9 остается не­ подвижным совместно с храповиком.

Полный оборот изогнутого поворотного патрубка 9 фиксирует­ ся замыканием контакта К1, которое обеспечивается единственным кулачком диска 1. Подключение скважин к измерительному сепара­ тору может быть последовательным или целенаправленным. Каж­ дый из этих процессов управления автоматически выполняется по отдельному алгоритму.

Управление работой групповой измерительной установки осу­ ществляется автоматизированной системой (рис. 86).

Рис. 86. Структура системы автоматизированного управления работой групповой

измерительной установки

На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней. На уровне управления (нижний уровень) в этой системе расположен П Ж ло­ кального типа, процессор CPU которого связан по системной шине ISA с портами и модулями расширения.

На самом нижнем (полевом) уровне расположены датчики и ис­ полнительные устройства, подключенные к соответствующим пор­ там модулей расширения. К модулю дискретного ввода подключе­ ны датчик положения газового клапана, датчик верхнего уровня жидкости в измерительном сепараторе, датчики К1 и К2 переклю­ чателя скважин, кнопка КЗ и кнопки Л -Л 2, с помощью которых производится постановка на замер конкретной скважины.

К модулю импульсного ввода подключают импульсный дат­ чик, предназначенный для замера расхода жидкой фракции смеси. Включение гидронасоса и задвижек на общем коллекторе и на ли­ нии замера производится с выхода порта дискретного выхода.

Работа микропроцессорной системы управления процессом за­ мера дебита скважин происходит по алгоритму, представленному на рис. 87.

Рис. 87. Структура алгоритма управления

автоматизированной групповой замерной установкой

Алгоритм начинается с пуска привода насоса сигналом модуля дискретного вывода. В результате этого поршень гидроцилиндра 4 ПСМ начинает поворачивать храповик с изогнутым патрубком. Вместе с этим патрубком начинают вращаться и кулачковые диски 1 и 2, которые соответственно включают контакты датчиков К1 и К2. Алгоритмом последовательно проверяются их срабатывания.

При срабатывании датчика К1 завершается полный оборот пат­ рубка переключателя, поэтому счетчик переключений должен быть обнулен.

Дальнейшим ходом алгоритма проверяется положение датчика К2, который срабатывает только тогда, когда подвижный патрубок переключателя переместится на нужный угол поворота. При каж­ дом срабатывании дискретного датчика К2 счетчик системы увели­ чивает свое содержание на единицу. После срабатывания счетчика на период возврата поршня гидроцилиндра в исходное положение необходимо отключить привод насоса и включить в работу таймер. Возврат поршня под действием пружины 12 происходит во время работы таймера.

Последовательность дальнейших операций определяется выбо­ ром соответствующей подпрограммы. Этот выбор зависит от со­ стояния тумблера (датчика) КЗ, т. е. от выбора режима замера.

Операции по замеру дебита скважины могут выполняться двоя­ ко: последовательным подключением скважин на замер и произ­ вольным подключением одной из них по выбору оператора. Если переключатель КЗ включен, то скважины подключаются по выбору оператора, при этом алгоритм выполняет подпрограмму /, в против-

Рис. 88. Структура алгоритма (подпрограммы) замера дебита скважины

ном случае скважины на замер подключаются последовательно и алгоритм выполняет только подпрограмму Q.

Подпрограмма Q предназначена для непосредственного управ­ ления процессом замера дебита скважины. Структура этой подпро­ граммы показана на рис. 88.

Алгоритм этой подпрограммы начинается с циклического оп­ роса состояния газового клапана. Пока этот клапан открыт (ГК = 0), жидкая фракция, поступающая во внутреннюю полость сепаратора, постепенно заполняет ее до уровня верхней отметки. При достиже­ нии этого уровня происходит закрытие газового клапана, в резуль­ тате этого давление во внутренней полости сепаратора начинает по­ вышаться и жидкая фракция вытесняется в коллектор.

Процесс вытеснения жидкой фракции продолжается вплоть до открытия газового клапана, которое наступает в момент достиже­ ния жидкостью уровня нижней отметки во внутренней полости се­ паратора. При выталкивании в коллектор жидкая фракция проходит через датчик расхода, сигнал которого подается к модулю аналого­ вого входа. Одновременно по алгоритму вычисляется расход этой фракции как произведение вытесняемого в общий коллектор ее объ­ ема и времени этого вытеснения.

Подпрограмма I предназначена для управления процессом вы­ бора номера скважины, которую оператору нужно поставить на за­ мер дебита. Структура этой подпрограммы показана на рис. 89.

Рис. 89. Структура алгоритма (подпрограммы)

замера дебита скважины по выбору оператора

В этой первичной полости буллита, на выходе циклона, исходная смесь разделяется на газовую и жидкую фракции.

Газовая фракция с помощью газового клапана 6, создающего внутреннее давление, вытесняется через него из буллита в трубо­ провод газовой линии 14. При этом газ проходит через соответст­ вующий фильтр 8, который отделяет из него остаточный конденсат.

Жидкая фракция исходной смеси медленно стекает вниз по на­ клонным поверхностям 9. При этом от нее отделяется остаточная газовая фракция. Жидкая фракция скапливается в нижней части первичной герметичной полости буллита и внутренним давлением через отверстия выталкивается из нее в трубу 11, которая соединяет первичную герметичную полость со вторичной. Эти полости разде­ лены перегородкой 10. Во второй герметичной полости жидкая фракция отстоем разделяется на нефть и воду.

Нефть после отстоя отводится по трубе 13 в нефтяную линию, а вода по трубе 12 — в линию сброса воды.

Технологический процесс первичной сепарации нефти контро­ лируется автоматически с помощью первичных датчиков и испол­ нительных устройств, к которым относятся:

-Р 1 — датчик давления топливного газа;

-Р2 — датчик давления в герметичной полости буллита;

-71 — датчик температуры смеси на входе буллита;

-72 — датчик температуры в герметичной полости буллита;

-I I — датчик верхнего уровня нефтяной фракции;

-12 — датчик верхнего уровня водяной фракции;

-Q — датчик расхода воздуха, подводимого к горелке;

-Z1-Z3 — датчики положения задвижек соответствующих линий.

Управление технологическим процессом первичной сепарации нефти производится в автоматизированном режиме (рис. 91).

На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функ­ циональными элементами нижележащих уровней.

На уровне управления расположены управляющие контролле­ ры. Один из них управляет процессом первичной подготовки неф­ ти, а другой — процессом работы дожимной насосной станции (ДНС).

Рис. 91. Структура системы автоматизированного управления работой установки

первичной сепарации нефти

Первый из этих контроллеров является контроллером локаль­ ного типа. Он через процессор CPU связан по системной шине ISA с модулями расширения, к которым подключены соответствующие датчики и исполнительные устройства.

К модулю дискретного ввода подключены все кнопки управле­ ния процессом и датчики положения задвижек. Аналоговые датчи­ ки температуры и давления, а также датчики уровня и расхода под­ ключены на вход модуля аналогового ввода. Выходные сигналы этой системы формируются модулем дискретного вывода, к кото­ рому подключены двигатели всех задвижек.

Работа микропроцессорной системы управления технологиче­ ским процессом первичной сепарации нефти происходит по алго­ ритму, часть которого представлена на рис. 92.

После запуска этого алгоритма и ввода задающих сигналов производится опрос аналогового датчика уровня нефти во вторич­ ной камере буллита. Затем этот фактический уровень нефти сравни­ вается с заданной величиной, и если он превысит это заданное зна­ чение, то подается сигнал на открытие задвижки в линии нефти. При этом в цикле типа «пока» производится опрос состояния за­ движки до тех пор, пока она не откроется полностью. После откры­ тия задвижки цикл опроса датчика ее положения прекращается и происходит возврат к опросу датчика уровня нефти в буллите.