- •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. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти
Автоматизированная деэмульсационная установка «Тайфун 1-400» (рис. 19.2) состоит из блоков сепарационного, деэмульсационного и местной автоматики.
Сепарационный блок 2 представляет собой вертикальную емкость с гидроциклонным устройством. Деэмульсационный блок 1 собран в горизонтальной емкости на металлической раме. Внутри емкость разделена перегородками на отсеки: нагревательный I, отстойный II, нефте- и водосборный III и IV. В нагревательном отсеке смонтированы два газонагревателя и перфорированный распределитель потока; в отстойном отсеке — емкость для хранения химреагента и расходомер 8 щелевого типа для измерения массы отстоявшейся нефти; в водосборном отсеке — регулируемый сифон 4 для поддержания межфазного уровня и регулятор уровня 5 типа РУМ-17. Такой же регулятор уровня установлен в нефтесборном отсеке.
Водонефтяная эмульсия или частично обезвоженная нефть с сепарационных установок поступает в сепарационный блок, в котором отделяется нефтяной газ. Затем эмульсия поступает в нагревательный отсек, куда подается определенная доза химического реагента. Эмульсия, разбитая перфорированным распределителем на множество мелких потоков, проходит вертикальным противотоком через слой горячей промывочной воды. При этом глобулы воды из эмульсии поглощаются этой водой. Далее эмульсия и выделившаяся вода поступают в отстойный отсек, где происходит гравитационный отстой воды. Обезвоженная нефть переливается в нефтесборный отсек и оттуда направляется в резервуар товарной нефти.
Отделившаяся вода под действием гидростатического давления через регулируемый сифон протекает в водосборный отсек, откуда передается на установку очистки воды для подготовки ее к закачке в нефтяные пласты.
Системой контроля и аварийной защиты обеспечиваются сигнализация при отклонении параметров от заданных значений и отключение подачи газа на горелки. Процесс горения управляется терморегулятором. Регуляторы давления и температуры и соленоидный клапан системы контроля процесса горения смонтированы на наружных трубопроводах деэмульсационного блока. Контрольно-измерительные приборы собраны на отдельной панели.
Блок местной автоматики выполнен в виде отдельного шкафа, в котором смонтирована электрическая схема контроля управления и сигнализации. Производительность установки 46*10-4 м3/с (~400 м3/сут).
Установка «Тайфун 1-1000» имеет производительность 115,7*10-4 м3/с (~1000 м3/cyт). Схема ее приведена на рис. 19.3. Деэмульсационная часть установки собрана в горизонтальной емкости Е-1, разделенной поперечными перегородками на три основных отсека. Два из них—А и Д, размещенные в торцах емкости, нагревательные. Они связаны между собой трубой, выведенной за пределы емкости, и оборудованы топочными устройствами с дымовыми трубами. Среднюю часть емкости занимает отстойный отсек, внутри которого врезан баллон Е-4 с 30-суточным запасом чистого химического реагента. Снаружи на верхней части деэмульсационной емкости, смонтированной на раме, установлен горизонтальный сепаратор Е-2, оборудованный гидроциклонными устройствами.
Нефтегазовая смесь через гидроциклоны подается в сепаратор, откуда выделившийся газ отводится с установки в газовый коллектор, а нефть сливается в нагревательный отсек А. Из нижней части отсека нефть, разделенная перфорированными разделителями на множество мелких потоков, проникает в полость Б, заполненную горячей промывочной водой. Часть воды при этом выделяется из нефти и с помощью межфазного регулятора уровня отводится с установки. Всплывающая нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру, откуда действием избыточного давления вытесняется по соединительной трубе в нагревательный отсек. Здесь в полости Е осуществляется вторичная промывка эмульсии через слой горячей воды. Окончательное гравитационное разделение нефти и воды происходит в отстойном отсеке Н, откуда обезвоженная нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру и через исполнительный механизм регулятора уровня отводится в резервуар товарной нефти. Отделившаяся в отстойном отсеке вода, содержащая некоторое количество неотработанного деэмульгатора, поступает в камеру, откуда откачивается насосом Н-2 в линию сырой нефти перед входом ее на установку. Подача этого насоса регулируется автоматически с помощью исполнительного механизма регулятора уровня.
Раствор деэмульгатора готовится автоматически смешением чистого химического реагента, подаваемого дозировочным насосом Н-3 из баллона Е-4, с пластовой водой из отсека Н. В топках деэмульсатора сжигается газ, выделившийся в процессе сепарации на установке. Для этого необходимое количество газа проходит через осушитель Е-3. На трубопроводах подвода газа к горелкам смонтированы регуляторы давления и температуры и соленоидный клапан для аварийного отключения. Процесс горения регулируется по температуре жидкости в отсеках Б и А. Аппаратура управления установкой собрана в блоке местной автоматики.
Автоматизированная блочная деэмульсационная установка УДО-2М отличается высокой производительностью.
Производительность ее при обводненности поступающей водонефтяной эмульсии, равной 30%, до 2000 т/сут.
Установка состоит из блоков: теплообменника, нагрева и отстоя, местной автоматики и реагентного хозяйства.
В водонефтяную смесь перед входом в теплообменник при помощи насоса вводится деэмульгатор. После теплообменника смесь поступает в блок нагрева и отстоя (рис. 19.4), представляющий собой горизонтальную емкость, разделенную перегородками на три отсека. В первом I и втором II отсеках имеются нагревательные трубы, внутри которых установлены инжекционные газовые горелки. Водонефтяная смесь поступает сначала в I отсек, где нагревается до температуры 90 °С. При этом здесь происходит частичное обезвоживание. Выпавшая вода накапливается в нижней части отсека и периодически направляется на К.ССУ.
Частично обезвоженная нефть переливается по перепускному трубопроводу во II отсек, где продолжается аналогичный термохимический процесс обезвоживания. Затем по перфорированной трубе она поступает в III отсек, где проходит через слой несмолистой древесины и окончательно обезвоживается. Горячая обезвоженная нефть поступает в теплообменник, где отдает тепло встречному потоку неподготовленной нефти, охлаждается и поступает на установки учета товарной нефти.
Для обессоливания безводных нефтей они в специальном устройстве смешиваются с пресной водой. Полученная при этом искусственная эмульсия затем разрушается в УДО-2М, а выпавшая вода промывает нефть, растворяет ее соли и сбрасывается. Выделившийся при нагревании эмульсионной нефти газ поступает на компрессорную станцию. Часть этого газа очищается и используется в топках установки УДО-2М.
Автоматическое регулирование температуры осуществляется терморегулятором 6 прямого действия типа РТ-50 с термобаллоном в качестве чувствительного элемента. Клапаны 2 и 4 регулятора и отсекатель 3 установлены на линии подачи газа к форсункам. Давление газа регулируется регулятором 1 прямого действия. Уровень раздела фаз (воды—нефть) поддерживается механическими регуляторами поплавкового типа, которые управляют заслонками, установленными на дренажных патрубках.
При угрозе аварии установка может быть выключена по сигналам датчиков предельного давления и предельного уровня. При этом на диспетчерский пункт поступит общий аварийный сигнал. В качестве датчика предельного давления используется электроконтактный манометр 5 типа ВЭ-16, а в качестве датчика предельного уровня — поплавковый уровнемер с микропереключателем.
Вторичные приборы автоматики и узел телемеханики размещены в отдельном блоке местной автоматики.