- •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
§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия
Технологическая схема нефтедобывающего предприятия показана на рис. 18.1. Газонефтяная смесь с примесью воды от глубин-нонасосных1, фонтанных 2 и газлифтных 3 скважин поступает по одному трубопроводу на групповую измерительную установку (ГУ) 4 типа «Спутник А», «Спутник Б» или «Спутник BMP». На ГУ каждая скважина автоматически по заданной программе подключается к измерительному устройству. После измерений дебитов жидкости и газа газожидкостная смесь поступает в сепарационную установку 7, где происходит частично отделение газа от жидкости.
Продукция скважин от ГУ типа «Спутник А» или «Спутник BMP» по одному трубопроводу направляется в автоматизированную блочную сепарационную установку, где газ отделяется от жидкости (первая ступень сепарации). Продукция скважин от ГУ «Спутник Б» по двум трубопроводам безводной и обводненной нефти после измерения транспортируется на центральный пункт подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).
При добыче нефтей с большим содержанием парафина и значительной вязкостью применяют блочные автоматизированные подогревающие печи 5 типа УН-0,2, в которых нефть подогревается,
чем создаются условия для нормальной работы ГУ и для транспорта нефти до ЦППН. В случае низких буферных давлений добывающих скважин для транспорта нефти по системе нефтепромыслового сбора, применяют сепарационные установки 8 с откачкой нефти или дожимные насосные станции (ДНС) 9. Из сепарационных установок 7 и 8 нефть направляется в концевые сепарационные установки 10. В случае большого содержания воды (свыше 30 %) в транспортируемой жидкости применяют сепарационные установки с предварительным сбросом воды 11.
После установок 10 водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку 12, где происходит обезвоживание и обессоливание, а затем — в стабилизационную установку 13 (горячеваку-умная сепарация), предназначенную для извлечения из нефти легких углеводородных фракций. На установке 14 учитывается товарная нефть по объему и массе, после чего она откачивается на головные сооружения магистрального нефтепровода. Если обводненность нефти, поступившей на установку 14, превышает допустимые нормы, нефть автоматически возвращается на повторную обработку в деэмульсационную установку 12.
Выделившийся из нефти газ в сепарационных установках, 7, 8, 10 и в установке предварительного обезвоживания 11 компрессорными станциями 15 и 16 подается на газоперерабатывающий завод 17 и на газораспределительные пункты 6, откуда поступает на нефтяные скважины, эксплуатируемые газлифтным способом. Отделившаяся на обезвоживающих установках 11 и 12 пластовая вода поступает на установки очистки пластовых вод 18, где она очищается для использования ее в системе поддержания пластового давления. С установок очистки вода подается на блочные автоматизированные кустовые насосные станции 21, откуда поступает для закачки в нагнетательные скважины 22. На кустовые насосные станции подается также вода с водозаборных 19 и очистных сооружений 20.
Нефтепромысловое обустройство осуществляется с учетом максимальной централизации наиболее сложных объектов на центральных пунктах сбора и подготовки нефти, воды и газа.