Технические средства для оперативного учёта добываемой продукции
Дебиты жидкости (нефть, нефть+вода) скважин, подключенных к «Спутнику-А» и «Спутнику-Б», измеряются при помощи расходомеров турбинного типа.
Расходомеры ТОР-1 предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80 с Ст. Расходомеры ТОР-1 обеспечивают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомеры ТОР-1 состоят из двух основных частей: турбинного счётчика жидкости и блока питания.
Турбинный расходомер ТОР-1 работает следующим образом. Жидкость, проходя через входной патрубок корпуса и обтекатель, попадает на лопатки крыльчатки и приводит её во вращение. После крыльчатки направление движения жидкости изменяется экраном на 180о, и она через окна обтекателя поступает во входной патрубок. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передаётся через понижающий редуктор и магнитную муфту на механический счётчик со стрелочной шкалой. Одновременно со стрелкой механического счётчика вращается находящийся с ней на одной оси диск с двумя постоянными магнитами, которые, проходя через электромагнитный датчик, замыкают расположенный в нём магнитоуправляемый контакт. Получаемые при этом электрические сигналы регистрируются на блоке управления счётчика, т.е. дублируют показания местного механического счётчика. В то же время каждая лопатка, проходя мимо магнитоиндукционного датчика, выдаёт электрический сигнал, который регистрируется в блоке регистрации. Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м3/ч. Расход чистой нефти прошедший через ТОР-1, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР-1 и показаниями датчика влагомера.
Нефтепромысловые резервуары и их элементы
Нефтяные резервуары представляют собой ёмкости различных размеров, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учёта «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров называют резервуарным парком.
Нефтяные резервуары строят из несгораемых материалов в наземном, частично заглублённом и подземных исполнениях. Для сбора хранения замера объема нефти на нефтяных месторождениях в большинстве случаев сооружают стальные цилиндрические резервуары, реже бетонные и железобетонные. Крыши РВС строят трех типов: конические, сферические и плоские. Крыша резервуара воспринимает внешнюю нагрузку в пределах 245 Па и внутреннюю от ризб в паровом пространстве резервуара (до 200 кгс/м3). Люк-лаз, устанавливаемый на нижнем поясе резервуара, предназначен для проникновения людей внутрь резервуара, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении технических работ.
Замерный люк служит для замера в резервуаре уровня нефти и отбора проб пробоотборником. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по которой в резервуар спускают замерную ленту с лотом.
Световой люк устанавливают на крышке резервуара. При открытой крышке через него внутрь проникает свет и проветривает резервуар.
Приёмно-раздаточные патрубки предназначены для присоединения соответствующих трубопроводов, они размещены снаружи резервуаров, а хлопушка и шарнир подъемной трубы – внутри резервуара.
Хлопушки предназначены для устранения утечек из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода.
Перепускное устройство служит для выравнивания давлений нефти с обеих сторон крышки хлопушки. Подъемная труба внутри резервуара предназначена для отбора нефти с требуемой высоты.
Дыхательный клапан предназначен для регулирования давления паров нефтепродуктов в резервуаре в процессе закачки или выкачки нефти, а также колебаний температуры.
Гидравлический предохранительный клапан предназначен для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве при отказе дыхательного клапана, а также при его недостаточном сечении.
Огневые предохранители устанавливают на резервуарах в комплекте с дыхательными и предохранительными клапанами, они предназначаются для предохранения газового пространства резервуара от проникновения в него пламени через дыхательный или предохранительный клапан.
Пенокамеры предназначены для подачи пены при тушении пожара в резервуаре.
Для измерения уровня и оперативного учёта количества нефти в резервуарах применяют указатель уровня. Прибор состоит из поплавка и мерной ленты, помещенной в герметичный кожух.
С целью снижения потерь легковоспламеняющихся нефтей применяют резервуары с плавающим понтоном, который уменьшает площадь испарения жидкости. Понтон представляет собой диск с поплавками.
Вертикальные стальные резервуары (РВС) бывают емкостью от 1000 до 5000 м3. Они специально оборудуются распределительными гребенками ввода жидкости, размещаемыми на высоте 1.5 м от днища резервуара. Вывод воды осуществляется через гидрозатвор, позволяющий автоматически, без специальных средств регулирования, поддерживать в резервуаре постоянный уровень жидкости, необходимый для ведения процесса (рис. .).
П
Рис.22.
Резервуар УПСВ
1 – подводящая
труба;2 – маточник;3 – отводящая труба;4
– гидрозатвор
Технологические резервуары работают транзитом. Сброс отделившейся воды и отбор обезвоженной нефти осуществляется непрерывно, т.е. уровень жидкости при этом не изменяется, нет потерь от больших дыханий резервуара.
Предварительный сброс воды в вертикальном резервуаре получил широкое распространение. По данным испытания РВС-2000 и РВС-5000 в Татарии для сброса воды при обводненности поступающей нефти от 20 до 55 %, можно констатировать следующее:
производительность по жидкости одного аппарата предварительного сброса:
РВС-5000 10000 т/сут;
РВС-2000 5000 т/сут,
что соответствует времени пребывания жидкости в аппарате 6 - 7 часов. Повышение загрузки аппарата выше этих пределов ведет к увеличению содержания нефти в сбрасываемой (дренажной) воде;
температура водонефтяной смеси должна быть не ниже 20 - 25ºС. Снижение температуры вызывает ухудшение процесса отстоя как по качеству нефти, так и по качеству сбрасываемой воды;
заблаговременный (за 0.6-1 км до резервуаров) ввод дренажной воды в нефтепровод резко улучшает качественные и количественные показатели процесса за счет путевых эффектов разрушения эмульсии в нефтепроводе и взаимной очистки нефти и воды в процессе движения по трубопроводу.
Таблица .
Характеристика процесса предварительного сброса воды в РВС (Татария)
Тип резервуара |
Поступающая жидкость |
Обвод-ть выходящей жидкости, % |
Добавляемая дренажная вода |
Температура жидкости в резервуаре, ºС |
Содержание нефти в сбрасывае-мой воде, мг/л |
|||
Кол-во, т/сут |
обвод-сть, % |
кол-во, м3/сут |
т-ра, ºС |
место ввода |
||||
РВС-2000
РВС-2000 |
9500-10000 14500-15000 |
20
30 |
до 2
до 5 |
2500
4000-4500 |
50-55
50-55 |
за 1 км
за 1 км |
20-2 5
20-25 |
не опред.
80-1000 |
РВС-5000 |
37000 |
55 |
15-20 |
4000 |
40 |
за 20м |
20 |
50-150 |
РВС-5000 РВС-2000 |
19000 16000 |
30 20 |
6-8 8-10 |
2500 1200 |
45 30 |
за 30м за 20м |
26 18 |
30-100 30-100 |