Материал: Отчёт по учебной практике - 1 КУРС(ЭМФ)
В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин. [2]
При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.
Дожимная насосная станция (ДНС) — технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки (рис. 3).
Рисунок 3– Дожимная насосная станция
Оборудование ДНС, прежде всего насосы, сообщает нефти и газу дополнительный напор, необходимый для их транспортирования в направлении высоконапорных участков через системы сбора и подготовки.
Функционирование дожимной насосной станции регламентируется двумя нормативными документами. Это технологическая схема и технический регламент. Они утверждаются техническим руководителем предприятия по добыче и транспортировке нефти и газа. [7]
Как правило, ДНС применяются на отдалённых месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ - под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.
На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу. Лишь после прохождения данного технологического этапа нефть поступает в нефтепровод [13].
Процесс обезвоживания нефтяных эмульсий на УКПН ничем не отличается от этого процесса на стационарных термохимических установках. Для обессоливания нефти на УКПН в поток обезвоженной нефти добавляют пресную воду и тщательно перемешивают его, создавая искусственную эмульсию.
Затем эта искусственная эмульсия поступает в отстойники, где происходит отделение воды. В некоторых случаях для ускорения отделения воды искусственную эмульсию пропускают через электродегидраторы.
Установки подготовки нефти, на которых проводится обезвоживание и обессоливание с использованием электродегидраторов, называются электрообессоливающими (сокращенно: ЭЛОУ).
Процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропанобутановых и частично бензиновых) фракций, осуществляется в специальных стабилизационных колоннах под давлением и при повышенных температурах.
После отделения легких углеводородов из нефти последняя становится стабильной и может транспортироваться до нефтеперерабатывающих заводов без потерь. Отделившись в стабилизационной колонне, легкие фракции конденсируются и перекачиваются на газофракционирующие установки или газобензиновые заводы для дальнейшей их переработки. Однако в настоящее время стабилизационные установки не используются. [18]
Кустовая насосная станция (КНС)— технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки.
Также используются кустовые насосные станции для поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт.
АСУ ТП КНС предназначена для контроля и управления процессом закачки воды в продуктивный пласт с целью поддержания необходимого пластового давления и обеспечения оперативного персонала оперативной и достоверной информацией, а также учета расхода воды и электроэнергии. А также:
автоматизация управления КНС в режиме реального времени получение достоверной информации о ходе технологического процесса и о состоянии оборудования;
снижение трудоемкости управления технологическими процессами;
повышение безопасности производства [11].
На этом завершается технологическая часть. Нефть отправляется потребителю [26].
Техническая часть
1. Средства измерения
Датчики в нефтяной промышленности используются для точного учета сырья на всех уровнях переработки и хранения, а также при прохождении технологических процессов. Они устанавливаются в узлах учета, в распределительных и измерительных станциях. Это могут быть датчики температуры, давления, уровня среды.
Датчик давления. В нефтегазовом комплексе датчики давления применяют в основном для измерения избыточного давления и разрежения, тяги и напора, перепада давления, контроля засоренности трубопроводов. Они устанавливаются в системах автоматизации, контроля и управления технологических процессов. Рабочее давление в нефтегазовых комплексах, как правило, не превышает 20 МПа, но может достигать и значений более сотни. В частности в нефтепроводах давление составляет порядка от 1 до 20 МПа, а вот, например, при сепарации сырой нефти давление в системе может доходить до 70 МПа.
Производители часто стремятся к единым стандартам, чтобы промышленники в любой момент могли заменить используемое устройство на их товар. Так стандартный выходной сигнал для датчиков давления для нефтегазового комплекса – это постоянный ток 4 - 20 мА/ HART-протокол, а напряжение питания в диапазоне 9 -45 В. Цифровой сигнал может передаваться по разным протоколам, но именно HART стал универсальным и поддерживается всеми ведущими производителями оборудования и программного обеспечения в области промышленной автоматизации. Такая коммуникация получила название интеллектуальной и дает много преимуществ, но основные из них – это удаленная диагностика и настройка датчиков, одновременная аналоговая и цифровая коммуникация, передача многопараметрических данных.
Конечно, основное требование к датчикам давления для нефтяников и газовиков - стабильность и безопасность работы в жестких условиях эксплуатации. Удовлетворить эти запросы помогает соответственно высокая степень защиты устройств от внешних воздействий и легковоспламеняющейся среды от взрыва.
Высокоточные датчики избыточного/абсолютного давления серии HMP 331выполнены в полевом корпусе с HART-протоколом. Основная погрешность - 0,1%ВПИ. Масштаб перенастройки диапазона - 1:10, смещение нулевого значения 0.90%ВПИ. Имеется исполнение с низким энергопотреблением и выходным сигналом 0.8…3.2 В, что особенно важно в системах с автономным питанием. Датчики имеют вид взрывозащиты "взрывонепроницаемая оболочка" и "искробезопасная электрическая цепь".
Датчики-реле давления серии DS 200 со встроенным светодиодным дисплеем помимо унифицированного аналогового выходного сигнала могут иметь до двух релейных выходов (открытый коллектор). При помощи двух кнопок, находящихся под дисплеем, можно настраивать режимы работы релейных выходов, устанавливать пороги и задержки включения и выключения. Прибор хранит в памяти максимальные и минимальные измеренные значения давления, что позволяет использовать его в качестве пикового детектора. Идеален для замены до сих пор широко используемых механических манометров.
Модели серий DMD 331-A-S, HMP 331, DS 200 и X|ACT i могут быть оснащены разделителем или разделителем-радиатором сред, что позволяет измерять давление вязких, высокотемпературных (до 300°С) сред. В качестве материала мембраны разделителя применяется нержавеющая сталь различных марок либо тантал. Датчики внесены в Государственный реестр средств измерительной техники, имеют российские сертификаты и полностью метрологически обеспечены как на этапе производства, так и в период эксплуатации.
Датчик температуры. Принцип действия датчиков основан на преобразовании кодовых сигналов от цифровых интегральных термометров (ИТ) в сигналы интерфейса RS485.
Датчики состоят из чувствительных элементов (ЧЭ) и первичного преобразователя, соединенных линиями связи и питания с вторичным преобразователем - блоком сопряжения с датчиками (БСД). В качестве ЧЭ датчиков применяются ИТ, расположенные с заданным шагом по длине кабель-троса в оболочке из фторопласта с антистатическими свойствами. Каждый ИТ имеет свой уникальный адрес. Для обеспечения натяжения кабель-троса в его нижней части крепится груз. К верхней части кабель-троса подсоединен первичный преобразователь, имеющий литой корпус из алюминиевого сплава и размещающийся вне резервуара.
Первичный преобразователь представляет собой электронный узел, выполняющий следующие функции: прием информации о температуре с интегральных термометров и выдачу этой информации по командам БСД в линию связи. Кабельный сальниковый ввод, установленный на корпусе первичного преобразователя снабжен хомутом для закрепления гибкой защитной оболочки кабеля (например, металлорукова). Корпус первичного преобразователя имеет зажим и знак заземления. Внутри корпуса размещена электронная плата преобразователя. На плате имеется клеммный соединитель для подключения внешнего кабеля. Для установки на контролируемом резервуаре датчики имеют штуцер с резьбой под накидную гайку. Герметизация осуществляется установкой прокладки (из комплекта датчика), изготовленной из алюминия, между установочной втулкой и буртиком штуцера.
Датчик расхода. Расходомеры для нефтепродуктов – это измерительные приборы, работа которых проходит в сложных условиях эксплуатации. К нефтяным расходомерам или расходомерам нефтепродуктов предъявляют высокие качественные требования, как и к подбору сопутствующего оборудования.
Турбинные расходомеры жидкости используются для разнообразных углеводородных задач, включая фискальный и коммерческий учет, контрольные измерения или операции смешивания/дозирования. Расходомеры часто устанавливаются для измерения в процессе добычи сырой нефти, учета запасов на складах/резервуарных парках, на плавучих нефтекомплексах, при хранении и разгрузке, а также загрузке и разгрузке переработанной продукции.
Турбинные металлические расходомеры Blancett разработаны для измерения расхода потока жидких сред в широких диапазонах и сложных условиях. Расходомеры имеют прочную конструкцию и большой спектр применения.
Расходомеры IOG благодаря своей модульной конструкции применимы в тех областях, где другие расходомеры не справятся. Расходомеры IOG c овальными шестернями адаптированы к работе с высоко агрессивными и высоко вязкими жидкостями.
Объемный расходомер представляет собой расходомер объёмного типа, который точно измеряет общий поток (газ и жидкость). Этот расходомер выбран из ряда коммерчески доступных продуктов с испытанными характеристиками. Данные об объемном потоке передаются в систему анализа данных (САД), которая производит вычисления для мультифазных измерений.
Инерционный измеритель использует уникальную конфигурацию, которая определяет объем газа в потоке жидкости. Данные из инерционного измерителя передаются в систему анализа данных САД.
Удачное инженерное решение позволяет точно измерять содержание воды в пределах всего диапазона от 0 до 100% как в нефте- так и в водосодержащих фазах. Точность измерений не зависит от изменений скорости, степени солености, рН, вязкости, температуры или плотности. Данные измерений передаются в систему анализа данных САД.
Система Анализа данных САД производит оперативный анализ данных,
поступающих из описанных выше подсистем для определения общего расхода нефти, воды и газа.
Датчик уровня. Уровнемеры необходимы для непрерывного мониторинга и контроля уровня различных светлых и темных нефтепродуктов, мазута, битума, дизельного топлива, бензина, керосина, а также технической воды, кислот, щелочей и других жидкостей, хранящихся в вертикальных и горизонтальных резервуарах.
Уровнемеры для резервуаров измеряют уровень, температуру, плотность, а также вычисляют объем и массу нефтепродуктов. Данное оборудование способно проинформировать обслуживающий персонал о наличии в резервуаре подтоварной воды, повышении уровня пожарной или экологической опасности. Датчики сигнализируют о достижении продуктом заданного уровня в резервуаре. Уровнемеры и датчики уровня способствуют автоматизации учета нефтепродуктов.
Торговый дом САРРЗ поставляет до места эксплуатации уровнемеры механического типа, которые можно разделить на следующие виды:
поплавковые уровнемеры, рабочим элементом которых является поплавок,
плавающий на поверхности жидкости;
буйковые уровнемеры, принцип действия которых основан на измерении силы, с которой буек выталкивается на поверхность;
вибрационные уровнемеры
При изменении уровня жидкости, положение поплавка или буйка тоже меняется. Изменение положения поплавка или буйка свидетельствует об изменении уровня жидкости. Информация об измеренном уровне отражается на приемной панели посредством прямой механической связи или дистанционно, если такая функция предусмотрена в конкретной модели. Вибрационные уровнемеры имеют сенсорные вилки датчиков, которые настроены на вибрацию на резонансной частоте в воздухе с помощью пьезо-электрического элемента.[9]
Датчик вязкости. Датчик вязкости ViSmart опционально с интерфейсом USB (UniversalSerialBus). Это развитие семейства продуктов спроектировано для обеспечения возможности проведения выборочных или постоянных измерений вязкости. Областями применения являются системы управления технологическими процессами с высокими требованиями к разрешению и точности при жидкостях с вязкостью от низкой до средней. USB-опция обеспечивает заказчику возможность подключения датчика вязкости через стандартный интерфейс USB к любым компьютерным платформам и передачи без задержек данных о вязкости и температуре, важных для задач системы управления технологическими процессами с жидкостями или, в случае контроля уровня масла, для получения информации о надежности машин.
Вискозиметр VUC Praha (Чехия)
Прибор предназначен для непрерывного измерения вязкости и консистенции технических сахарных растворов и утфелей в вакуум-аппаратах.
Принцип действия прибора основан на измерении крутящего момента на валу датчика, вращающегося с постоянными оборотами в измеряемой среде.
Конструктивно устройство состоит из двух основных частей:
- датчика вязкости утфеля ДВ-00.00
-преобразователя вязкости ПВ-0/20
Принцип измерения основан на том, что ток потребляемый электродвигателем датчика прямо-пропорционален механической нагрузке, воздействующей на вал.
Силовой цилиндр. Турбинные расходомеры жидкости используются для разнообразных углеводородных задач, включая фискальный и коммерческий учет, контрольные измерения или операции смешивания/дозирования. Расходомеры часто устанавливаются для измерения в процессе добычи сырой нефти, учета запасов на складах/резервуарных парках, на плавучих нефтекомплексах, при хранении и разгрузке, а также загрузке и разгрузке переработанной продукции.