1. Определение времени до появления подачи уэцн, шгн.

Время, необходимое для подъема жидкости до устья, определяется по формуле:

1) для УЭЦН

Нст * К

t=--------------- , сек

q

где Нст - статический уровень, м.

К - коэффициент равный 2 для НКТ 2".

3 для НКТ2,5".

q - номинальная производительность ЭЦН, л/сек. (50м³/сут * 1000 / 86400 = 0,58 л/сек)

1. для УШГН

Нст * К * 0,024

T =------------------------ , час

Q ф

Qф – фактический дебит ШГН, определяется по формуле:

Qф = Qт * Кпод , м³/сут

где Qт – теоретический дебит ШГН, м³/сут

Кпод – коэффициент подачи ШГН

Теоретический дебит определяется по формуле:

Qт = Lх * N * Кшгн , м³/сут

где Lх – длина хода головки балансира СК, м.

N – число качаний в минуту

Кшгн – переводной коэффициент (К=1440 * π*d²/4000000)

где d – диаметр плунжера, мм

2. Системы телемеханики, применяемые в цднг. Контролируемые параметры.

В настоящее время вТПП«Лангепаснефтегаз» находится вэксплуатации система телемеханики «Юниор 3». Она предназначена для работы всоставе локальной сети нефтепромысла вкачестве автоматизированного диспетчерского пульта (АДП) системы телемеханики саппаратурой контролируемых пунктов (КП) типа СТМ-ZK2. «Юниор 3» работает без постоянного обслуживающего персонала свозможностью звукового вызова оператора при определенных ситуациях (поступлениях сигнала ТС и др. АДП обеспечивает выполнение следующих функций:

• телеизмеренияинтегральные (ТИИ),

• контроль телесостояния(ТС),

• телеизмерениятекущие (ТИТ),

• телеуправления (ТУ),

• осуществляет связь сверхним уровнем управления всоставе локальной вычислительной сети.

В целях обеспечения оперативности работы специалистов ЦДНГ,каждый из них обеспечен рабочим местом на базе офисных ПК. Все компъютерыцеха связаны вединую информационную сеть, спропускной способностью 10 Мбит/с. База данных хранится на сервере.

В настоящий момент программная часть комплекса позволяет решать задачи АСУ ТП на уровне цеха исостоит из нескольких АРМов,которые обеспечивают следующие функциональные возможности.

АРМ технолога

описание объектов нефтепромысла

• кустов

• КНС,ДНС

• ТП

• скважин (добывающих, нагнетательных)

элементов оборудования (насосы, эл. двигатели, сепараторов, ГЗУ,БГ, счетчики, фидерыит.д.)

АРМ специалиста КИП иА

• привязка контроллеров кобъектам нефтедобычи

• описание свойств контроллеров иизмеряемъгхпараметров

• выбор протокола работы контроллеров

АРМ диспетчера

• просмотр оперативной информации по объектам телемеханики

• управление системой сцелью оперативного сбора информации по интересующему объекту

• сигнализация аварийных событий.

Система имеет возможность работы врадио варианте, влинейном варианте, через ретранслятор, атакже влюбой комбинации этих вариантов. ВТПЛ система телемеханики на всех промыслах.работаетпо радиоканалу.

Все объекты, включая имаксимально удаленные, подключены ксистеме телемеханики. Система телемеханики «Юниор 3» позволяет организацию различного вида сводок, отчетов. Данная система удобна в обслуживании, наглядна вэксплуатации, максимально исключает человеческий фактор, позволяет хранить

информацию до полутора лет ипередавать вэлектронном виде, адаптированную ксовременным компьютерам.

К основным контролируемым параметрам относятся: 1) Телесостояниескважин; 2) Дебит скважин; 3) Приемистостьскважин; 4) Давление вГЗУ,БГ; 5) Ток ЭЦН;6) ТелединамометрированиеШГН(только в ЦДНГ-З).

В настоящее вцелях осуществления оперативного контроля врежиме реального времени вТПП «Лангепаснефтегаз» реализован вывод информации сблоков погружнойтелеметрии истанцию управления УЭЦН,на рабочее место технолога, через применяемую систему телеметрии «ЮНИОР —3». Втелемеханикувыводятся параметры в реальном времени сблока погружнойтелеметрии УЭЦН:ток ПЭДпо фазам, напряжение сети по фазам, сопротивление изоляции, дисбаланс напряжения, загрузка ПЭД,давление на приеме, температура ПЭД,причина остановки. Система ТМ ведет регистрацию исохранение параметров.

3. Устройство и принцип работы ПСМ АГЗУ «Спутник»

Установка предназначена для автоматического измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, с последующим определением дебита скважин.

Установка осуществляет контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости.

Устройство.

Установка состоит из: переключатель скважин ПСМ, обогреватель электрический, гидропривод, заслонка, клапан предохранительный, сепаратор замерный, регулятор расхода, счетчик жидкости турбинный ТОР, клапан обратный, байпас, манометр электроконтактный, вентилятор, трубопровод общий, блок управления индикации (БМА), задвижки и шаровые краны.

Принцип действия.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивает циклическое прохождение накопившейся жидкости через ТОР1 50(10) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод.

Счетчик ТОР выдает на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключением скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель ГП-2 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-2 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождений и др.

В установках предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.

Установка имеет электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели