Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 [ 30 ] 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84

легко осуществить около скважины, что позволяет записывать изменения забойного давления и соответственно вносить правильные поправки по изменению режима работы насоса.

На групповой установке, схема которой показана на рис. 6.6-8, измерение продукции после замерного сепаратора 9 осуществляется газовым счетчиком 10, счетчиком нефти 14 и счетчиком для воды 18. Количество нефти и газа после группового сепаратора измеряется только на центральном пункте сбора. При превыщении давления в сепараторах аварийных значений датчики давления 25 и 26 посылают сигналы на пульт управления 7. Если это произойдет в замерном сепараторе, то по команде с пульта управления с помощью пилотного клапана 5 продукция измеряемой скважины переключается на групповой сепаратор 21. Если давление в групповом сепараторе возрастет выше предельного, по команде пилотного клапана 24 пневматический клапан 23 закроет приемную линию. В результате этого начнется повышение давления в выкидных линиях, и устьевые отсекатели автоматически остановят скважины (если выкидные линии рассчитаны на давление ниже давления на устье остановленной скважины), а в насосных скважинах будет остановлен привод.

-.-РЯ-

К групповому сепаратору

К замерному i сепаратору

I---,---

Рис. 6.6-11. Обвязка трехходовых и трехпозиционных клапанов (Сэй, 1958)

Рис. 6.6-12. Системы автоматического управления за работой штанговых установок

На рис. 6.6-13 показана система сбора, включающая один центральный пункт сбора 5, при перекачке нефти с централизованным измерением продукции скважин. Общая продукция скважин по коллектору 3, минуя замерное устройство 2 на групповой установке /, поступает в сборный коллектор 4 и затем -в центральный пункт сбора. По команде с центрального пункта управления 6 блоки местной автоматики 8 по

программе направляют продукцию скважин на замерный или групповой сепараторы. Блоки местной автоматики передают результаты измерения и другие данные на центральный пункт управления и на блок записи информации 7. Применение методов измерения объемов нефти с помощью счетчиков исключает необходимость строительства обычных резервуаров на групповых установках.

а \1/

Рис. 6.6-13. Система сбора (Сэй, 1958)

Рис. 6.6-14. Автоматизированная групповая замерная установка фирмы Нэшэнл Тэнк К°

В настоящее время в основном применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки заводского изготовления. Установка их на промыслах сводится к подключению выкидных линий от скважин и выводных патрубков к нефтегазосборным коллекторам и водоводам. Блочные групповые установки могут быть легко расширены за счет установки дополнительных блоков по мере необходимости подключения к ним новых скважин. Площадь, занимаемая современными автоматизированными блочными групповыми замерными установками, не превышает нескольких квадратных метров. На рис. 6.6-14 показана автоматическая групповая замерная установка фирмы Нэшэнл Тэнк К°.

б) Автоматизированные системы перекачки нефти в трубопровод

Основное назначение центрального пункта сбора и подготовки нефти состоит в том, чтобы отделить воду от сырья, поступающего с групповых установок, измерить с высокой точностью количество нефти, в которой содержание воды не должно превышать нескольких десятых долей процента, и направить ее через распределительную гребенку на прием магистрального насоса или в резервуар с подключенным насосом. В некоторых случаях нефть также подвергается стабилизации на центральных пунктах сбора. Вплоть до середины пятидесятых годов в центральных пунктах сбора размещали несколько резервуаров больших объемов для хранения нефти перед подачей ее в магистральный трубопровод. При этом измеряли количество нефти в каждом резервуаре в соответствии с требованиями, изложенными в разделе 6.5-3. Обвязка резервуаров тех времен показана на рис. 6.5-13.

Впервые система ЛАКТ для автоматического измерения и перекачки нефти была внедрена в 1954 г. Уже в 1960 г. (Скотт, 1967) 60- 70% от всей добываемой нефти в США измерялось н передавалось в магистральные трубопроводы с применением этой системы. По системе ЛАКТ обезвоженная нефть после дегидратора поступает в резервуар чистой нефти. После того как резервуар заполнится нефтью до определенной высоты, он автоматически включается на откачку. Если в резервуаре содержание воды и механических примесей находится в пределах нормы, процесс откачки в магистральный трубопровод осуществляется непрерывно. Если же содержание воды и механических примесей превышает норму, некондиционная нефть возвращается на повторную подготовку. В начальный период внедрения системы ЛАКТ некоторые старые резервуары использовались также для измерения количества нефти. В них нефть закачивалась до определенного уровня, а затем откачивалась до определенного нижнего уровня. Для определения объема резервуара между двумя заданными уровнями заранее проводилась его тщательная калибровка. Фактически полученный объем корректировался на содержание воды и приводился к стандартным условиям. Для этого необходимо знать среднюю температуру жидкости в резервуаре, фактическую плотность и содержание воды. Впервые оборудование ЛАКТ для выполнения вышеприведенных функций было внедрено в 1954 г. фирмой Галф Ойл К° (Ойл энд гэс Джорнэл, 1956).

Система ЛАКТ, использующая сливные мерники, имеет то преимущество, что ее можно устанавливать в существующих резервуарах, где переключения и измерения проводились вручную, при этом на точность измерения не влияет присутствие газа. К недостаткам системы следует отнести то, ЧТО/ точность измерения зависит от правильного функционирования ряда клапанов и поплавков. Время пребывания нефти в емкостях может быть продолжительным. На точность измерения влияют возможные отложения парафина на стенках и скопления грязи в нижней части емкости. Температуру жидкости в мерной емкости необходимо каждый раз определять до откачки из нее жидкости, фактические объемы нефти расчетным путем приводить к стандартным условиям. Система открытая, поэтому возможны значительные потери нефти из-за испарения.

Применяемое в настоящее время ойорудование системы ЛАКТ - результат быстрого и эффективного усовершенствования существовавших в первый период видов оборудования. Основное отличие от старых типов оборудования состоит в том, что количество нефти измеряется расходомерами объемного типа вместо замера ее объема при сливе из мерных емкостей. Показания счетчиков приводятся на самом приборе или печатаются, при этом объем нефти получают при стандартных условиях. На рис. 6.6-15 показана обвязка современной системы ЛАКТ по Ризену. Нефть по линии / из автоматизированной групповой замерной установки поступает в подогреватель-деэмульсатор 2. Обезвоженная нефть из деэмульсатора поступает в емкость подготовленной нефти 3. Когда уровень жидкости в этой емкости достигнет поплавка L2, клапан V2 откроется, и жидкость через узел определения качества 5 и клапан У2 направится на откачку. Если качество нефти удовлетвори-