- •Глава 2 общие сведения об измерениях и приборах
- •§ 1. Понятие об измерениях
- •§ 2. Физические величины и их единицы
- •§ 3. Погрешность результата измерения и источники ее появления
- •§ 4. Классификация средств измерении
- •§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности
- •Контрольные вопросы
- •Глава 3 государственная система промышленных приборов и средств автоматизации
- •§ 1. Принципы построения
- •§ 2. Характеристика ветвей гсп
- •§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами
- •Контрольные вопросы
- •Системы дистанционных измерении
- •§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи
- •§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами
- •§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных измерений
- •Контрольные вопросы
- •Глава 5 измерение давлении и разрежении
- •§ 1. Основные определения и классификация приборов
- •§ 2. Деформационные манометры
- •§ 3. Электрические манометры
- •§ 4. Скважинные манометры
- •Контрольные вопросы
- •Глава 6 измерение температур
- •§ 1. Температурная шкала
- •§ 2. Термометры манометрические
- •§ 3. Электрические термометры сопротивления
- •§ 4. Измерение средней температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарах
- •§ 5. Измерение температуры в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 7 измерение расхода жидкости, пара и газа
- •§ 1. Определение и классификация методов измерения
- •§ 2. Объемные расходомеры
- •§ 3. Расходомеры переменного перепада давления
- •§ 4. Расходомеры постоянного перепада давления
- •§ 5. Расходомеры переменного уровня
- •§ 6. Тахометрические расходомеры
- •§ 7. Вибрационный массовый расходомер
- •§ 8. Электромагнитные расходомеры
- •§ 9. Измерение расхода в скважине
- •Контрольные вопросы
- •Глава 8 измерение уровня жидкостей в емкостях и скважинах
- •§ 1. Назначение и классификация приборов
- •§ 2. Поплавковые и буйковые уровнемеры
- •§ 3. Пьезометрические уровнемеры
- •§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах
- •Акустический метод измерения уровня в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 9 измерение физических свойств веществ и примесей
- •§ 1. Измерение плотности
- •§ 2. Измерение вязкости
- •§ 3. Анализаторы содержания воды в нефти
- •§ 4. Анализаторы содержания солей в нефти
- •Контрольные вопросы
- •Глава 10 контроль процессов бурения скважин
- •§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин
- •§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой
- •Измерение крутящего момента
- •§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
- •Преобразователи
- •§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения
- •§ 5. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с электрическим каналом связи
- •§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки
- •Контрольные вопросы
- •Часть вторая системы автоматического регулирования и средства автоматизации
- •Глава 11
- •Основные понятия теории автоматического регулирования
- •§ 1. Система автоматического управления
- •§2. Обратные связи
- •§ 3. Разомкнутые и замкнутые сау
- •§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования
- •§ 5. Классификация систем автоматического регулирования
- •§ 6. Требования, предъявляемые к cap
- •§ 7. Понятие статической характеристики
- •§ 8. Понятие динамических характеристик
- •Контрольные вопросы
- •Глава 12 расчет систем автоматического регулирования
- •§ 1. Типовые динамические звенья
- •§ 2. Способы соединения звеньев
- •§3 Понятия устойчивости системы
- •§ 4. Критерии устойчивости
- •§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования
- •§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования
- •Контрольные вопросы
- •Глава 13 общие сведения об автоматических регуляторах
- •§ 1. Классификация автоматических регуляторов
- •§ 2. Математические модели регуляторов
- •§ 3. Регуляторы прямого действия
- •Контрольные вопросы
- •Глава 14 пневматические регуляторы
- •§ 1. Основные особенности пневматических регуляторов
- •§ 2. Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики (усэппа)
- •§ 3. Основные регулирующие устройства и вторичные приборы системы старт
- •Контрольные вопросы
- •Глава 15 исполнительные устройства
- •§ 1. Общая характеристика и классификация
- •Исполнительных устройств
- •§ 2. Регулирующие органы
- •§ 3. Исполнительные механизмы
- •§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств
- •Контрольные вопросы
- •Глава 16 построение функциональных систем автоматизации технологических процессов
- •§ 1. Состав технической документации по автоматизации технологического процесса
- •§ 2. Условные обозначения средств автоматизации по конструктивному принципу
- •§ 3. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку приборов и устройств
- •§ 4. Функциональные схемы автоматизации
- •Глава 17
- •§ 1.Теоретические основы автоматического
- •§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота
- •§ 3. Электромашинные устройства подачи долота
- •§ 4. Забойные устройства подачи долота
- •Контрольные вопросы
- •Глава 18 автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа
- •§ 1 Характерные особенности нефтедобывающих предприятии и основные принципы их автоматизации
- •§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия
- •§ 3. Автоматизация нефтяных скважин
- •§ 4. Автоматизированные групповые измерительные установки
- •§ 5. Автоматизированные сепарационные установки
- •§ 6. Автоматизированные блочные дожимные насосные станции
- •Глава 19 автоматизация подготовки и откачки товарной нефти
- •§ 1.Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти
- •§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти
- •§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций
- •Контрольные вопросы
- •Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
- •§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ппд)
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин
- •§ 3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции
- •Контрольные вопросы
- •Глава 21 автоматизация добычи и промысловой подготовки газа
- •§ 1. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации
- •§ 2. Автоматическое управление добычей промысла
- •§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа
- •§ 4. Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа
- •Контрольные вопросы
- •Глава 22 основные элементы и узлы комплекса технических средств асу тп
- •§ 1. Назначение и общие принципы организации асу тп
- •§ 2. Основные элементы систем телемеханики и вычислительной техники
- •§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи
- •Контрольные вопросы
- •Глава 23 основы вычислительной техники
- •§ 1. Общие сведения об эвм
- •§ 2. Принципы построения и области применения цвм
- •§ 3. Процессоры
- •§ 4. Запоминающие устройства
- •§ 5. Устройства ввода-вывода
- •§ 6. Порядок решения задачи на цвм
- •Контрольные вопросы
- •Глава 24 телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа
- •§ 1. Понятие об агрегатной системе телемеханической техники
- •§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий
- •§ 3. Телемеханизация газодобывающих предприятий
- •§ 4. Микропроцессоры и некоторые перспективы их применения в нефтяной и газовой промышленности
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Оглавление
§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа
Метод низкотемпературной сепарации (НТС) обеспечивает выделение из добываемого газа воды и конденсата, что необходимо для нормальной работы газосборных сетей и магистрального газопровода. Осушка и очистка газа достигается в результате его охлаждения и последующей сепарации сконденсировавшейся жидкости. Для получения низких температур в установках используют пластовую энергию газа или искусственное охлаждение. В первом случае температура понижается в результате адиабатического расширения (дросселированием) газа, во втором — использованием специальных машин и установок. В промышленности распространены технологические схемы с получением холода за счет дросселирования газа на штуцере. Для предупреждения образования кристаллогидратов в местах резкого снижения температур вводят ингибиторы гидратообразования методом ввода ингибиторов состоит в том, что последний поглощает из газа парообразную влагу и вместе со свободной водой, сконденсировавшейся в результате охлаждения газа, образует раствор. Упругость паров воды и точка росы снижаются. При этом понижается и равновесная температура гидратообразования. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт (метанол) и диэтиленгликоль (ДЭГ). Опыт показал, что наиболее надежным ингибитором является ДЭГ. Учитывая возможность его регенерации на промышленной установке, применение ДЭГ, несмотря на высокую стоимость его, выгоднее, чем метанола.
Системой автоматического управления НТС должно быть обеспечено автоматическое регулирование производительности установок, температурного режима, расхода ингибитора гидратообразования, давления газа в аппаратах и газопроводах и уровня жидкости в аппаратах.
Принципиальная схема автоматизации установки низкотемпературной сепарации приведена на рис. 21.4. Газ от скважины под действием устьевого давления поступает в сепаратор первой ступени С-1, где происходит сепарация жидкости, выделившейся из газа при движении от забоя скважины. Жидкость сбрасывается в емкость Е-1, а газ направляется в теплообменник Т-1 типа «труба в трубе», где охлаждается газом, поступающим в межтрубное пространство из низкотемпературного сепаратора С-2. Из теплообменника Г-1 газ поступает через регулируемый штуцер Ш-2 в низкотемпературный сепаратор С-2. С помощью штуцера осуществляется регулирование давления газа. В результате совместного действия теплообменника Г-1 и штуцера Ш-2 температура газа в сепараторе достигает 15—10 °С, в результате чего происходит выделение жидкости. Осушенный газ поступает в теплообменник Г-1, где охлаждает газ, поступающий из скважины, а затем направляется в газосборный коллектор группового пункта.
В газовый поток перед входом в теплообменник Т-1 высоконапорным дозировочным насосом Н-1 впрыскивается через форсунки концентрированный раствор ДЭГ, который поглощает имеющуюся в газе влагу. В результате этого в нижней части низкотемпературного сепаратора собирается смесь конденсата и насыщенного ДЭГ, которая поступает в разделительную емкость Е-1. Разделение происходит за счет разности плотностей растворов и имеющихся в емкости перегородок. Для улучшения разделения смеси сепаратор С-2 и разделительная емкость Е-1 снабжены змеевиковыми подогревателями, подогреваемыми частью газа высокого давления, который после сепаратора С-1 направляется в огневой подогреватель 077. При температуре, примерно равной +150°С, газ поступает в змеевики подогреваемых аппаратов, а затем возвращается в газовый поток перед теплообменником Т-1.
Конденсат из разделительной емкости Е-1 направляется в конденсатопровод, газ — в коллектор газосборного пункта, а насыщенный ДЭГ — через теплообменник Т-2 на установку регенерации УР. После предварительного подогрева в теплообменнике Т-2 насыщенный ДЭГ поступает в отпарную колонну установки регенерации. Пары воды отводятся через верхнюю часть колонны, а собирающийся в нижней части установки регенерированный ДЭГ перетекает в промежуточную емкость Е-2, подогревая по пути через теплообменник Т-2 поток насыщенного ДЭГ. С помощью дозировочного насоса Н-1 ДЭГ снова вводится в процесс. Установка регенерации и огневой подогреватель — общие для группового пункта.
При реализации систем регулирования основных технологических параметров в качестве измерительных устройств применяют главным образом серийные приборы типа ГСП, а также пневматические регуляторы и вторичные приборы системы «Старт».
Система автоматического регулирования дебита скважины. Дебит измеряют с помощью диафрагмы 1А и дифманометра 16. Для регулирования дебита скважины выходной пневматический сигнал этого дифманометра, пропорциональный текущему значению дебита, поступает на вход изодромного регулятора 1в и одновременно на вторичный прибор 1г. От задатчика, помещенного во вторичном приборе 1г, пневматический сигнал, пропорциональный заданному значению дебита, поступает во вторую камеру изодромного регулятора 1в. Выходной сигнал регулятора поступает на регулируемый штуцер Ш-2 (1Д) и одновременно на вторичный прибор 1г. Таким образом, на вторичном приборе 1г сведены значения трех параметров: текущего и заданного значений дебита и давления в линии исполнительного механизма.
Все элементы этой системы, за исключением исполнительного механизма Ш-1, могут быть реализованы с помощью серийно выпускаемых общепромышленных средств автоматизации. В качестве исполнительного механизма можно использовать регулируемый штуцер с пневмоприводом типа ШРП-1, При изменении выходного сигнала регулятора пневматический мембранный привод этого штуцера перемещает заслонку регулирующего органа, изменяя площадь его проходного сечения. Таким образом, при изменении расхода газа через диафрагму 1А система регулирования будет восстанавливать заданное значение расхода изменением площади проходного сечения штуцера Ш-2. Однако во время перемещения заслонки штуцера, кроме стабилизации расхода, исполнительный орган может оказать возмущающее действие по отношению к давлению в сепараторе С-1.
Отборное устройство давления ЗА расположено после теплообменника Т-1. Давление измеряется вторичным прибором 3б. В случае рассогласования между текущим значением давления на входе манометра 3б и заданным значением, поступающим от задатчика вторичного прибора 3г, регулятор 3в изменит проходное сечение исполнительного механизма Ш-1 (3д), восстанавливая заданное значение давления в сепараторе С-1.
Система автоматического регулирования расхода ДЭГ. Непрерывный ввод ДЭГ в газовый поток в заданном количестве — необходимое условие нормальной работы установки НТС. Расход ингибитора должен соответствовать дебиту газа, поступающего из скважины. При изменении дебита газа система регулирования расхода ингибитора должна перестраиваться на другое значение. Указанное условие может быть реализовано с помощью системы связанного регулирования, показанной на рис. 21.4. Она состоит из датчика расхода ингибитора 4А, дифманометра 4б, регулятора соотношения двух параметров 4в, вторичного прибора 4г и исполнительного механизма 4Д.
Приборы переменного перепада давления для измерения расхода не могут быть применены в качестве датчиков расхода ингибитора вследствие пульсирующего характера потока на выкиде плунжерного дозировочного насоса Н-1, небольшого значения расхода, существенного изменения вязкости ДЭГ, а также большого статического давления.
На рис. 21.5 приведена схема датчика расхода ингибитора ДР-22.
Устройство состоит из собственно датчика и дифманометра. Датчик имеет приемник-камеру 1 переменного уровня и дроссель 3, расположенный в корпусе 8. Корпус одновременно является уравнительным сосудом, в который заливается жидкость. Благодаря переливной трубке 2 в уравнительном сосуде устанавливается постоянный уровень жидкости. Приемная камера 1 при необходимости может обогреваться паром, подаваемым в кожух 7. В верхней части 6 приемника расположен штуцер 5, через который жидкость разбрызгивается и стекает по стенке, чем достигается сглаживание пульсирующего потока. При помощи трубки 4 выравниваются давления в газовом пространстве приемника и трубопроводе, поэтому истечение ингибитора через диафрагму 3 происходит только под действием столба жидкости в приемной камере. Каждому установившемуся значению
притока жидкости в приемник соответствует определенный уровень. Уровень и расход связаны отношением
где Q—расход ингибитора; F—площадь отверстия диафрагмы; α — коэффициент расхода.
Уровень измеряется диафманометром типа ДС-П с пневматическим выходным сигналом. Датчик расхода ДР-22 рассчитан на рабочее давление 32 МПа и диапазоны расхода 0-0,007; 0—01; 0—0,02 и 0—0,3 кг/с.
На рис. 21.6 показана схема регулятора расхода жидкости РРЖ-1, представляющая собой регулируемый дроссель, совмещенный с регулятором перепада давления. Регулятор обеспечиват постоянный расход ингибитора гидратообразования при колебаниях давления жидкости на его входе и выходе.
Ингибитор от насоса поступает по каналу 1 через отверстие 4 в камеру А регулятора, затем в камеры В и Б, далее через щель 5 в камеру 7 и на выход. На отверстии 4 осуществляется редуцирование входного давления рвх до ррег. Площадь отверстия 4 изменяется при перемещении поршня 3. При этом изменяется ррег, которое действует на мембрану 2 и сжимает пружину 6. По усилению пружины определяют перепад давления на щели 5 .
Под действием пневматического сигнала, поступающего от регулятора соотношения под мембрану пневмопривода 8, плунжер 7 будет изменять проходное сечение щели 5, устанавливая необходимое значение расхода ингибитора.
Возможные колебания давлений на входе рвх и выходе рвых регулятора могут привести к изменению расхода ингибитора через щель 5. В этих условиях заданный расход ингибитора при постоянном сечении щели обеспечивается регулятором перепада давления. Например, с увеличением входного давления рвх растет и давление ррег. Мембрана 2, преодолевая упругость пружины 6, перемещается вправо. Поршень 3 уменьшает площадь проходного сечения отверстия 4, восстанавливая давление ррег, а следовательно, и перепад давления на щели 5 и расход через нее до прежних значений. С уменьшением давления на входе рвх, а также при изменении давления на выходе рвых регулятор действует аналогично.
Регулятор РРЖ-1 рассчитан на рабочее давление 32 МПа, расход жидкости 3—90 л/ч и ее температуру 10—30 °С.
В целом система связанного регулирования расхода ингибитора работает следующим образом. На регулятор соотношения 4в (см. рис. 21.4) поступает пневматический сигнал от дифманометра 46, пропорциональный текущему значению расхода ингибитора и пневматический сигнал, пропорциональный заданному значению дебита скважины, определяемому центральным регулятором давления в промысловом газосборном коллекторе. В случае постоянного задания регулятору дебита скважины 1в задание регулятору соотношения 4в также не меняется, и регулятор 4в, воздействуя на исполнительный механизм 4Д (РРД-1), устанавливает соответствующее значение расхода ингибитора. Возможные отклонения расхода устраняются регулятором перепада давления блока РРЖ-1. При изменении задания регулятору дебита 1в заданное значение регулятору 4в также изменяется, и в соответствии с установленным коэффициентом соотношения его выходной сигнал с помощью пневмопривода блока РРЖ-1 устанавливает новый расход ингибитора.
С
Подогрев газа в огневом подогревателе ОП происходит следующим образом. При сгорании топливного газа тепло передается от жаровой трубы к теплообменнику, по которому проходит холодный газ, через нитратнитритную смесь, постоянно циркулирующую между ними. Автоматизация огневого подогревателя сводится к стабилизации температуры смеси с помощью элементов 6А — 6Д путем изменения количества сжигаемого газа. Аналогично построена и система автоматического регулирования температуры в нижней части установки регенерации УР. Температура поддерживается с помощью элементов 5А—ЬЦ, путем изменения количества сжигаемого газа.
Огневой подогреватель и установка регенерации, кроме регулирующих устройств, оснащены средствами защитной автоматики.
А
Число сливов жидкости контролируется счетчиком 17 при помощи пневмопривода 18. Регуляторы уровня РУЖ рассчитаны на рабочее давление до 32 МПа.
На рис. 21.8 показана схема регулирования уровня жидкости в вертикальном аппарате с помощью регулятора Р-2Д с пневмодатчиком ДУЖП-200. Система состоит из объекта регулирования I, датчиков верхнего II и нижнего III уровней регулятора IV и исполнительного механизма (клапана) V.
Чувствительный элемент—поплавок 1—по достижении уровнем крайнего положения поднимается, и расположенный на противоположном конце рычага сердечник 2 опускается. При этом постоянный магнит 3 поднимается и заслонка 4 прикрывает сопло 5, питание к которому подается от регулятора IV через фильтр и постоянный дроссель 11.
Рассмотрим работу системы. Если давление в мембранном приводе клапана 1 отсутствует, он закрыт и уровень в емкости повышается. По достижении уровня в емкости до поплавка верхнего датчика II он срабатывает и перекидной клапан 10 подключает давление питания ко второй (снизу) камере реле 6. При этом мембранный блок реле 6 перемещается вниз и линия IV под высоким давлением через среднюю камеру и сопло реле 6 соединяется со второй (снизу) камерой реле 9. Мембранный блок этого реле перемещается вниз, соединяя линию питания с запорным клапаном V и перекидным клапаном 10. Клапан V открывается, и жидкость выбрасывается из емкости.
Понижение уровня жидкости приводит к обратному действию верхнего датчика. Давление в линии его сопла снижается, однако реле находится в прежнем положении, так как перекидной клапан 10 под действием выходного давления реле 9 подключает это давление ко второй (снизу) камере реле 6.
При срабатывании нижнего датчика давление в линии его сопла и в средней камере 6 снижается. При этом снижается давление во второй (снизу) камере реле 9, и под действием пружины мембранный блок перемещается вверх. Сопло мембранного блока перекрывается заслонкой и отсекает подачу управляющего воздуха на клапан. Реле 9 сообщается с атмосферой, клапан V при этом закрывается, и схема возвращается в исходное положение,
Число циклов слива жидкости определяют по счетчику 7 с пневмоприводом 8. Давление пневмопитания и в линии клапана контролируется манометрами 12. В качестве исполнительных механизмов применяют клапаны КЗП, ОМК5М или К43П. Датчики выпускают на давление 20 МПа.