Основы промысловой добычи и подготовки нефти

Датчики предельного уровня - для аварийной блокировки сепараторов или ёмкостей - монтируются при помощи фланцевых соединений на предельной высоте взлива и подают сигнал при достижении этого уровня.

Приборы для измерения температуры.

Термометры:

термометры расширения, действие которых основано на расширении жидкостей (ртуть, этанол и т.п.) с изменением температуры: ртутные: -30 - +500С, нертутные: -400 - +75С

палочные: толстостенный капилляр, нижняя часть которого образует термобаллон

термометры с вложенной шкалой: тонкостенный капиляр с термобаллоном вместе с пластинкой-шкалой запаены в толстостенную защитную трубку

термометры манометрические. Действие основано на изменении под влиянием температуры величины давления жидкости, газа или пара в герметически замкнутом объеме. Конструктивно представляют собой герметичную систему, состоящую из термобаллона, капиляра и манометрической трубки. Изготавливаются как технически показывающие или самопишущие приборы. Пределы измерения температуры 0-300С

термоэлектрические пирометры (термопары). Принцип действия основан на возникновении термоэлектродвижущей силы (ТЭДС), обусловленной диффузией свободных электродов из более нагретого участка проводника в менее нагретый, или от одного проводника в спаянный с ним другой проводник. Два спаянных между собой (горячий спай) термочувствительных разнородных проводника называется термопарой, другие концы - свободны, называются холодный спай; соединяются с электроизмеряющим прибором.

При температуре холодных спаев const ТЭДС зависит только от температуры горячего спая. Электрод к которому ток идёт через горячий спай наз. положительным, другой - отрицательным.

ТПП - платинородиевая -20+1300С, кратковременно до +1600С

ТХА - хромель (89%Ni; 9,8%Cr; 1%Fe; 0,2%Mn) - алюмелевая (94%Ni; 2%Al; 2,5%Mn; 1%Si; 0,5%Fe) -50+1000С кратковременно до +1300С

ТХК - хромель - копелевая (Ni 45%; Cu 55%) -50+600С кратковременно до +800С

Электроизмерительные приборы - магнитоэлектрические гальванометры со шкалой в С. Используют только вместе с термопарой с которой градуировали.

Приборы для измерения расхода жидкостей и газов

Расходомеры - приборы измеряющие количество вещества протекающего через него в единицу времени в момент измерения.

Счётчики - приборы, измеряющие количество вещества, протекающего через них за произвольное время ТОР-1% ТОР-2% Норд.

Дифманометры используются для измерения расхода газа или пара. При измерении расхода при помощи дифманометра в трубопроводе устанавливается диафрагма: устройство сужающая поток в трубопроводе. При прохождении потока через диафрагму резко возрастает скорость и давление. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый дифманометром является мерой расхода.

Условия применения:

поток должен быть однофазным и заполнять всё сечение трубопровода и диафрагмы.

при прохождении потока через диафрагму из него не должны выпадать осадки или выделятся газ, т.к. это искажает результаты.

Бывают трубные (Р измеряют по высоте столба ртути или воды в них) ДТ-5; ДТ-50; ДТ-150;. Поплавковые дифманометры работают по принципу V-образного манометра, но вместо одной из трубок используют поплавок, перемещение которого преобразуется в сигнал измеряемый специальным прибором.

В зависимости от типа устройств, применяемых для отсчёта и передачи показаний поплавковые дифманометры выпускались следующих типов: расходомеры-дифманометры, поплавковые механические показывающие или самопишущие с дополнительной записью температуры и давления: ДМ-280, ДМ-410, ДМ-630; с электрическими индукционными датчиками и вторичными электрическими приборами (ДМЭМ; ДМЭС) и с пневматическими датчиками и приборами (ДММ-280; ДМММ-280 М2).

Поплавковые ДМ - громоздкие приборы, опасные для обслуживающего персонала из-за наличия в них ртути. Поэтому ДМ с ртутным заполнением сняты с производства и применяются ДМ с мембраной с различными пределами периода давления (6-1000 мм рт.ст.) снабжённые индукционным датчиком для дистанционной передачи информации.

В мембранных ДМ типа ДММ в качестве чувствительного элемента используется малоупругая мембрана которая вместе с жёстко связанным с ней плунжером индукционного датчика перемещается при изменении Р в диафрагме. Выпускаются также ДМПК-4 для измерения расхода газа и воздуха и ДМПК-100 - жидкостей паров и газов.

Приборы для определения содержания воды и солей в нефти

Содержание воды определяется при помощи диэлектрического метода, основанного на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств компонентов этой смеси. Безводная нефть =2,12,5

Для воды 90.

Приборы для определения содержания воды в потоке сырой или товарной нефти называются влагомерами (УВН-2). УВН-2 состоит из первичного ёмкостного преобразователя (датчика) и электронного измерительного блока, соединённых высокочастотным кабелем. Шкала измерительного блока градуирована в % воды (0-3% для товарной; 0-60% для сырой).

Содержание солей определяется при помощи специальных анализаторов ИОН-П и ЛИС-1. Принцип действия ИОН-П - измерение электропроводности пробы, Разбавленной смесью n-бутилового, этилового спиртов и бензола. Предел измерений 0-50 и 0-500 мг/л.ЛИС-1 - лабораторный анализатор. Принцип действия - частотно-диэлектрический, согласно которому частота, при которой наблюдается максимум диэлектрических потерь, прямо пропорциональна количеству солей в дисперсной фазе. Процесс измерений двух этапный:

I - вымывание солей дистиллированной водой на механическом диспергаторе, т.е. приготовление эмульсии, в которой все соли переведены в дисперсную фазу.

II - Определение частоты, соответствующей максимуму диэлектрических потерь.

Пробу заливают в 0,5 л ёмкость и устанавливают в кронштейн преобразователя. Затем включают двигатель и эмульсия циркулирует через преобразователь, соединённый с измерительным блоком. Измерительный блок позволяет снять зависимость величины потерь от частоты и определить max. Пределы измерений 0-50000 мг/л.

Измерение дебитов скважин на промыслах осуществляется при помощи специальных индивидуальных или групповых замерных установок.

Групповая трапно-замерная установка используется при самотёчной системе сбора и предназначена для сепарации нефти от газа, измерение дебита жидкости по каждой скважине и перекачки нефти на КНС, а затем на приём КС.

ТГЗУ оборудованы распределительным коллектором, имеющим рабочую и замерную линии; 3-4 вертикальными трапами; 3-4 мерника (14-50м3); насосной с 3-4 насосами; 1 трап; 1 мерник предназначены для замеров дебита остальные - рабочие.

Недостатки:

отсутствие герметизации мерников

ручные операции по переключению скважин и производству замеров.

Замерно-сепарационная установка создана на базе гидроциклонного сепаратора ГС-1-1000-10 и ДНС производительностью 500,1000, 2000 и 5000т/сут.

Конструкция:

приёмный распределительный коллектор на 10-12 скважин

буферные ёмкости-сепараторы с одноточными гидроциклонами (ОГ-150-10) на входе

узел замера: гидроциклонный сепаратор ГС 1-1000-10 и дебитомер ДПН-5

нефтенасосная на 3-4 насоса

помещение КИП и А

щитовая

факел аварийного выпуска пара

Технологическая схема:

Продукция скважин через распределительный коллектор с задвижками и обратными клапанами поступает в рабочую линию; далее - в ОГ и в ёмкость - сепаратор. Газ в газозаборную сеть, нефть - на приём нефтенасосной.

Для замера дебита нефть по замерной линии направляется в ГС где осуществляется сепарация, после чего нефть поступает в дебитомер и сливается в буферную ёмкость, а газ поступает в газосборную сеть.

Переключение скважин на замер осуществляется вручную или при помощи смонтированных дополнительно распределительных устройств с программой. Для предотвращения разгазирования нефти ёмкости располагаются на высоте 1,5-3м и оборудуются запорно-регулирующей и предохранительной арматурой, приборами КИП и А, площадками и лестницами.

Автоматизация ГЗСУ.

Замерный и регулировочный сепараторы совмещены в одной ёмкости, разделённой на 3 секции:

камера для сепарации продукции скважины, подключённой на замер

камера для сепарации продукции остальных скважин

буферная ёмкость перед насосами

Перегородка между I и II камерами - герметичная, между II и III позволяет продавливать нефть за счёт перепада давления, создаваемого специальным регулятором. Переключение скважин на замер осуществляется при помощи 3-х ходового клапана. Для автоматизации откачки нефти в буферной ёмкости установлены три датчика предельного уровня (ДПУ-1): аварийный, подающий сигнал о превышении допустимого уровня; два рабочих - один включает насос при достижении допустимого max уровня, другой - отключает при достижении min уровня. Для аварийных ситуаций имеется резервная аварийная ёмкость, связанная с ГЗСУ через специальный клапан, открывающийся при срабатывании аварийного датчика.

В I камере установлен датчик предельного уровня, не допускающий попадания нефти в газосборную сеть при повышении уровня в замерной камере.

Недостатки:

разделение на 3 камеры делает недостаточным объём буферной ёмкости для нормальной работы насосов

необходимость поддержания Р между камерами усложняет работу аппарата

погрешность дебитомера ДПП достигает 30% при дебитах выше 100т/сут

газдля пневмосистемы исполнительных механизмов идёт из рабочей секции аппарата без дополнительной осушки что приводит к гидрообразованию и отказу механизмов.

Блочные автоматизированные установки «Спутник».

«Спутник А» предназначена для автоматического замера дебита при однотрубной системе сбора, контроля за работой скважин, их автоматической блокировки при возникновении аварийных ситуаций.

Существует 3 модификации А-16-14/100; А-25-10/1500; А-40-14/400, где 40- рабочее давление кгс/см2, 14- число скважин, 400- дебит м3/сут. Исполнены в виде закрытых блоков с обогревом.

«Спутник А» состоит из замерно-переключающего блока (ЗПБ) и блока КИП и А.

ЗПБ:

переключатель скважин многоходовой ПСМ-1М

гидропривод ГП-1

отсекатель коллекторов ОКГ-3 или ОКГ-4

замерной гидроциклонный сепаратор с механическим регулятором уровня

газовый нагреватель с регулятором давления

Блок - КИП и А - блок местной автоматики БМА - 30

блок питания счётчика ТОР1-50

электрические нагреватели

Технологическая схема:

Продукция по выкидным линиям последовательно поступает в переключатель скважин, затем через отсекатель - в сборный коллектор.

В переключателе продукция одной из скважин через отвод с отсекателем направляется в двухсекционный замерной сепаратор. Газ отделяется от жидкости, проходит через кран регулятора уровня, смешивается с замеренной жидкостью и поступает в коллектор.

Регулятор уровня обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счётчик с постоянной скоростью, что позволяет производить замер дебита с малой погрешностью. Во время слива жидкость проходит счётчик ТОР-1 и направляется в общий коллектор.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически с длительностью установленной реле времени.

Аварийная блокировка скважин происходит в случае роста давления в общем коллекторе выше допустимого.

Другие модификации «Спутников».

«Спутник Б»:

Принцип замера такой же как у «Спутника А». Предусмотрена возможность раздельного сбора обводнённой и необводнённой продукции; определение содержания воды в ней; измерение количества газа; дозирование химреагента в поток нефти.

«Спутник В и ВР»:

Дебит скважин измеряется в вертикальном сепараторе по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса вибрационно-частотного типа. В качестве переключающих устройств используются трёхходовые клапаны. Отсутствует сепарационный узел и для замера продукции используется принцип затухания свободных колебаний защемлённой трубки.

Учёт товарной нефти.

Оперативный учёт добычи нефти по месторождениям осуществляется по показаниям счётчиков на ГЗУ («Спутник» и др.).

Учёт добытой нефти по НГДУ в целом ведётся по количеству нефти поступившей в резервуары, или, минуя их, непосредственно в нефтепровод при помощи расходомерных комплексов НОРД.

При резервуарном учёте теряются потери нефти в процессах сбора , подготовки и хранения (2%), лёгкие фракции, уходящие при стабилизации нефти.

Фактический объём нефти, добытый из пласта представляет собой сумму массы в резервуарах, величины потерь и лёгких фракций, извлечённых при стабилизации.

Помимо учёта добытой нефти НГДУ ведёт учёт товарной нефти: нефти, передаваемой нефтепроводным управлениям для дальнейшего транспорта потребителю. Процесс сдачи нефти называется приемно-сдаточными мероприятиями. При этом количество товарной нефти определяют по взаимной договорённости или в резервуарах НГДУ, или в товарных резервуарах нефтепроводных управлений, оборудованных расходомерными комплексами.

Любая нефть, включая товарную, даже после подготовки содержит некоторое количество воды, солей и механических примесей, т.н. балласт. Количество добытой и товарной нефти учитывают только по массе нетто, т.е. за вычетом балласта. В зависимости от содержания балласта товарная нефть имеет 4 группы качества:

А - соли, мг/л, не более40; вода, % не более0,2; мех. Примеси, %массы, не более 0,05

Б - 300; 1; 0,05

В - 18--; 1; 0,05

Г - 3600; 2; 0,05

Учёт нефти ведут строго в массовых единицах (г) в соответствии с едиными правилами:

Изменение объёма нефти: при взливе с помощью замерных лент или уровнемеров

Измерение средней температуры - путём замера t C нескольких проб

Определение средней плотности и приведение её к 20C - денсиметром средней пробы

Определение содержания воды, солей и мех. примесей лабораторным анализатором средней пробы

При без резервуарном учёте:

объём - по показаниям расходомера

температуру и влажность - термометром сопротивления и влагомером, установленном на потоке

другие данные - лабораторный контроль по средней пробе из потока.