Автоматизация нефтяных скважин.

Автоматизация фонтанной скважины.

Схема оснащения устья фонтанной скважины средствами автоматики изобра­жена на рисунке.

 

 

Схемой предусмотрены контроль давления

манометрами 1 и 2 и автоматическое перекрытие

выкидной ли­нии разгруженным отсекателем

манифольдным 3 типа РОМ-1. Отсекатель

предназначен для автоматического перекрытия

трубопровода при повышении давления в нем

на 4,5 • 10⁵ Па, что может произойти при

образовании парафиновой пробки, и при

понижении давления до 1,5- 10⁵ Па в случае

порыва тру­бопровода.

 

Устройство отсекателя РОМ-1 изображено на рис. Клапан собран в

корпусе 7, который крепится между фланцами трубопровода. Управляющая часть собрана в кор­пусе 13 на основании 10. Полости Б и Д под крышками 17 и 16 через обратный клапан 18 заполняются сжатым воздухом, имеющим давление, равное давлению рабочей среды в трубо­проводе. При температуре окружающего воздуха выше нуля указанные полости можно заполнить попутным газом из кол­лектора. После монтажа клапан открывают вращением махо­вика 19. Когда установится нормальный режим работы трубо­провода, штурвал возвратится в исходное положение. Отсека­тель РОМ-1 приводится в рабочее положение, если открыть за ним задвижку. В этом случае давление рабочей среды переда­ется через отверстие Ж в камеру кривошипа 8 и оттуда в по­лость Е под поршень 12, который поднимается до упора и че­рез шток 11, кривошип 8, валик 9 и рычаг 2 открывает клапан 3, прижатый к седлу /. По внутреннему отверстию в штоке давление передается также в полость К. Нажим рычага 2 на клапан регулируется винтом 4. При понижении давления в тру­бопроводе ниже рабочего давление сжатого воздуха или газа под крышкой 16 превысит давление в трубопроводе и под его воздействием поршень 12 будет перемещаться вниз вместе с пружиной 14, а шток 11 через кривошип, валик и рычаг за­кроет клапан, отключив скважину от трубопровода. При вос­становлении давления в трубопроводе до рабочего клапан ав­томатически откроется. В случае повышения давления в тру­бопроводе выше рабочего среда, действуя на шток, приведет к сжатию пружины 14 и опусканию штока. При этом клапан закроется. При восстановлении рабочего давления пружина 14 разожмется и клапан откроется. Давление пружины 14 можно регулировать гайкой 15. Для облегчения открытия клапана предусмотрен дополнительный поршень 5 с уплотняющим коль­цом 6, движущийся против потока нефти. Упираясь торцом в клапан 3, поршень уменьшает усилие закрытия клапана на величину, пропорциональную разности площадей клапана и поршня. Для управления клапаном не требуется дополнитель­ной энергии, поэтому он может быть установлен на участках трубопроводов, где нет источников энергии.

Автоматизация скважины с электропогружным насосом. Схема автоматизации нефтяной скважины, оборудованной электропогружным насосом, предусматривает уста­новку станции управления 2 типа ПГХ-5071 или ПГФ-5072 электроконтактного манометра 4 типа ВЭ-16РБ, разгружен­ного отсекателя / типа РОМ-1 и устройства 3 для запуска ша­ров, очищающих трубы от парафина. Схема автоматизации обеспечивает автоматическое отключение электродвигателя по­гружного насоса при аварийных режимах, пуск и остановку по команде с групповой установки и индивидуальный самоза­пуск при перерывах подачи электроэнергии. Кроме того, обес­печивается защита выкидного коллектора при временном фон­танировании.) Предусматриваются автоматическое отключение работающей установки при коротких замыканиях и значитель­ных перегрузках электродвигателя (7_Ср^1,4 /ном), защита с выдержкой времени около 2 мин при перегрузке двигателя по току (/₀р^1,2 /ном), минимальная защита путем отключе­ния установки при снижении тока нагрузки ниже 0,85 от рабочего тока электродвигателя (при срыве подачи). Обеспе­чивается непрерывный контроль изоляции для установок в ком­плекте с повышающим трансформатором при снижении сопро­тивления изоляции «кабель — погружной электродвигатель» менее 30 кОм. С помощью разгруженного отсекателя РОМ-1 обеспечивается перекрытие выкидного коллектора при повыше­нии или резком снижении давления (из-за порыва трубопро­вода).

Автоматизация скважины со штанговыми глубинными на­сосами. Автоматическое управление насосными установками СКН осуществляется блоком управления типа БУС-ЗМ.

Блок управления БУС-ЗМ состоит из следующих основных частей: силовой части, предназначенной для управления электродвигателем станка-качалки; блока управления и защиты (БУЗ), обеспечивающего формирование сигналов управления, контроль состояния оборудования станка-качалки и формиро­вание сигнала аварийного отключения; первичного преобразо­вателя давления (ППД), предназначенного для формирования аварийного сигнала при повышении или понижении давления в выкидном трубопроводе. Структурная схема БУЗ изображена на рис. 120; БУЗ состоит из устройств управления, защиты и питания.

Устройство управления включает в себя: формирователь сигналов времени (ФСБ); задатчик времени (ЗВ); логическую схему управления (ЛСУ); усилители мощности сигналов уп­равления (УМСУ). ФСВ предназначен для формирования сиг­налов времени: задержки самозапуска от 10 до 70 с, съема блокировки от 1 до 7, работы и остановки от 1 до 29 ч при программном управлении периодической работой станка-ка­чалки. При этом ЗВ обеспечивает задание требуемых сигналов времени задержки самозапуска, съема блокировки, работы и. остановки. ЛСУ обеспечивает формирование сигналов на вклю­чение электродвигателя при восстановлении напряжения в сети после перерыва в снабжении электроэнергией, на включение и отключение электродвигателя в программном режиме работы, а также"]выдачу сигналов блокировки защиты. УМСУ предна­значены для формирования релейных сигналов управления электродвигателем: включения от ЛСУ и от контролируемого пункта (КП) системы телемеханики; отключения от ЛСУ, от КП системы телемеханики и аварийного сигнала устройства защиты.

Устройство защиты состоит из аналогового преобразова­теля мощности, включающего в себя формирователь сигнала мгновенной мощности (ФСММ) и формирователь сигнала ак­тивной мощности (ФСАМ); цифрового анализатора мощности, в котором имеются: преобразователь dP/dt в число-импульс­ный код (ЧИК), формирователь цикла измерений (ФЦИ), счетное устройство (СУ), схема сравнения (СС), задатчик уставки перегруз, недогруз и цифровой индикатор; схемы за­держки отключения (СЗО); схемы блокировки (СБ); схемы съема блокировки (ССБ); схемы контроля максимальных пе­регрузок (СКМП); схемы контроля цикла измерения (СКЦИ); усилителя мощности сигналов аварии (УМСА).

Аналоговый преобразователь мощности предназначен для формирования сигнала активной мощности, потребляемой элек­тродвигателем. ФСММ обеспечивает аналоговое перемножение токового сигнала, поступающего со вторичной обмотки транс­форматора тока, и сигнала напряжения, поступающего с уст­ройства питания. Входной сигнал напряжения формируется устройством питания от фазы трехфазной сети питания элек­тродвигателя, в цепи которой установлен однофазный транс­форматор тока] На входе ФСММ формируется сигнал мгновенной мощности в виде напряжения частотой 100 Гц. ФСАМ фор­мирует сигнал активной мощности Р_а в виде напряжения с пе­риодом колебаний, равным времени цикла работы СКН, путем выделения огибающей сигнала мгновенной мощности.

Цифровой анализатор мощности обеспечивает контроль от­клонения активной мощности в течение каждого цикла станка-качалки от значения, измеренного в нормальном режиме ра­боты СКН, и формирует сигнал аварийного отключения электродвигателя с задержкой при изменении мощности за за­данные уставки перегруз, недогруз.

Контроль отклонения мощности осуществляется путем пре­образования dP/dt на заданных участках кривой мощности электродвигателя в число-импульсный код, определения и фик­сации числа импульсов в нормальном режиме работы станка-качалки в течение одного цикла измерения. Затем в каждом последующем цикле измерения определяют текущее число им­пульсов и сравнивают полученное значение с заданным, соот­ветствующим нормальному режиму работы.

Длительность цикла измерения выбрана равной циклу ра­боты СКН. Преобразование dP/dt в ЧИК осуществляется срав­нением кривой мощности в течение каждого цикла измерения с двумя уставками по уровню U_A и U_B, определением длитель­ности промежутков времени нахождения участков кривой мощ­ности между двумя заданными уровнями и измерением этих длительностей путем заполнения их импульсами частотой 100 Гц. На выхода преобразователя dP/dt в ЧИК за один цикл измерения формируются последовательно четыре серии им­пульсов. Уровни 'и а и U_B устанавливаются такой величины, Чтобы при нормальном режиме работы СКН за цикл измере­ния на счетное устройство приходило 100±5 импульсов. Счет­ное устройство считает импульсы с выхода преобразователя dP/di в ЧИК, и в конце цикла измерения на выходе его фор­мируется число Дп=100—п, где п — текущее число импульсов с выхода преобразователя в ЧИК за один цикл измерения. По окончании цикла измерения формирователь цикла измерения формирует сигнал «Синхронизация», по которому в схеме срав­нения выявляется отклонение числа An от заданной уставки перегруз, недогруз. Если число Ап больше этих уставок, то на выходе СС формируется аварийный сигнал, по которому в схеме задержки запоминается степень перегрузки или недо­грузки электродвигателя путем запоминания цифры старшего разряда числа Δп. По окончании сигнала «Синхронизация» ФЦМ формирует сигнал «Уст. 100», по которому СУ устанав­ливается в исходное состояние для подсчета импульсов в сле­дующем цикле измерения. В том случае, если аварийные сиг­налы на выходе СС формируются в каждом последующем цикле измерения, на выходе СЗО формируется аварийный сиг­нал через время задержки, обратно пропорциональное степени перегрузки или недогрузки электродвигателя, т. е. числу Δп.

Схема блокировки обеспечивает блокировку защиты в пе­реходном режиме работы станка-качалки до восстановления установившегося режима. Ввод сигнала блокировки осущест­вляется автоматически при пуске станка-качалки по сигналу «Блокировка 1», а также по сигналу7«Блокировка 2» — при ос­тановке станка-качалки. Ввод сигнала блокировки при пуске обеспечивает включение электродвигателя СКН при наличии переходного режима работы СКН после длительных простоев, вызывающих временное отклонение режима работы СКН от нормального. Схема объема блокировки обеспечивает автома­гический съем блокировки при установлении нормального ре­жима работы СКН после пуска его или через установленное задатчиком время, если нормальный режим не восстанавлива­ется (например, при возникновении аварии во время переход­ного режима работы).

Автоматический съем блокировки осуществляется следую­щим образом. Если после пуска СКН через определенное время, характерное для каждой скважины, устанавливается нормальный режим работы, то с выхода СС прекраща­ется поступление сигналов в ССБ и по метке времени 0,01 Г на выходе ССБ формируется сигнал «Съем блоки­ровки».

Схема контроля максимальных перегрузок обеспечивает за­щиту электродвигателя станка,-качалки при максимальных пе­регрузках. Время задержки отключения при этом равно 1 с. Схема контроля цикла измерения формирует аварийный сиг­нал при обрыве фазы А электродвигателя и обрыве ремней. При этом кривая активной мощности Р_а опускается ниже за­данной уставки U_B, прекращается формирование импульсных сигналов по уровню U_B, поступающих на вход СКЦИ, и, по метке времени 0,01 Г на выходе СКЦИ формируется аварий­ный сигнал через время задержки, равное 30 с. Аварийные сигналы с выхода7СЗО, СКМП и СКЦИ поступают в усили­тель мощности сигналов аварии, который формирует релей­ный сигнал аварийного отключения на вход УМСУ, и в си­стему телемеханики, а также обеспечивает запоминание ава­рии и ее индикацию. Съем аварии осуществляется от кнопки «Съем аварии», расположенной в блоке БУЗ, или от кнопки, расположенной на БУС-ЗМ. Первичный преобразователь дав­ления формирует сигнал в УМСА при отклонении давления в выкидном трубопроводе за заданные уставки.

Силовая часть предназначена для коммутации цепей элек­тродвигателя станка-качалки и защиты его от токов короткого замыкания. Силовая часть состоит из устройства управления, включающего в себя магнитный пускатель и кнопки управле­ния, переключателя режима работы, трансформатора тока (ТТ), автоматического выключателя S, обеспечивающего за­щиту от токов короткого замыкания, коммутационных силовых элементов.

Автоматизация газлифтных скважин. Автоматизацией пред­усматривается регулирование подачи в скважину сжатого воз­духа по определенной программе в зависимости от изменения давления в скважине. Схема автоматизации с использованием в качестве регулирующих устройств элементов пневматической агрегатной унифицированной системы изображена на рисунке. Двумя блоками измерения БИ_Р и EH_Q определяются два пара­метра процесса: давление в скважине р и расход воздуха Q, подаваемый в скважину. Необходимо регулировать расход воз­духа Q по определенной программе р, т. е. так, чтобы подача воздуха в скважину осуществлялась в функции изменения дав­ления. Схема работает следующим образом. К дистанционному задатчику БДП подводится сигнал р, где он специальным уст­ройством, снабженным лекалом, профиль которого очерчива­ется в соответствии с заданной функциональной зависимостью, преобразуется в сигнал Q=/(p). Этот сигнал подается в ка­меру задания изодромного регулирующего блока РБ Из. К ка­мере измерения этого блока подводится текущее значение па­раметра Q от БИц. Так как в этом случае величина Q=f(p) служит заданием регулятору БР—Из, он, воздействуя на регу­лирующий клапан ИМ, управляющий параметром Q, поддер­живает его непрерывно на уровне Q=/(p). Для повышения качества процесса регулирования, если это требуется, может быть, введен блок предварения или запаздывания.

Периодическая работа скважин осуществляется подачей рабочего агента в скважину по программе, установ­ленной для каждой скважины. Прекращение подачи рабочего агента в скважину осуществляется с помощью сигнала от элек­троконтактного манометра с установкой на определенное дав­ление. Через заданное время программное реле времени (ПРВ) 6 подает сигнал на электропневматический клапан 4, управляю­щий пусковым клапаном 3, установленным на газоподводящей линии 5. Рабочий агент по лифту 1 поступает к забою сква­жины. После окончания фонтанирования, когда давление рабо­чего агента начнет падать, электроконтактный манометр 2 по­дает сигнал на клапан 4 и подача газа прекращается. Этим же сигналом включается в работу ПРВ. При его срабатывании кратковременно снимается питание с контактов манометра ЭКМ-1, чтобы не было ложного сигнала на отключение элек­тропневматического клапана (ЭПК) в начальный момент пу­ска. Для снижения давления рабочего агента на забой приме­няют лифт с камерой замещения. Автоматика для управления периодической эксплуатации лифта с камерой замещения та же, что описана выше.

Автоматизированные групповые измерительные установки Автоматизированные групповые измерительные установки предназначены для измерения производительности (дебита) каждой в отдельности из подключенных к ней группы нефтяных скважин,) Существующие типы групповых измерительных уста­новок — «Спутник А» и «Спутник Б» имеют следующие функ­циональные узлы:

блок переключения, который по заданной программе под­ключает каждую скважину к измерительному блоку;

измерительный блок, в котором измеряется дебит каждой скважины, он состоит из сепаратора и измерительного устрой­ства (дебитомера);

блок автоматики и управления, осуществляющий управление переключением скважин на измерение, учет работы измеритель­ного устройства и автоматическую защиту групповой установки при аварийных режимах.

Г рупповая автоматизированная установка «Спутник А» пред­назначена для автоматического измерения дебита скважин, под­ключенных к групповой установке, контроля за работой сква­жин по подаче и автоматическому отключению их при аварий­ном состоянии на групповой установке. ГУстановку применяют при однотрубной системе сбора на нефтепромыслах имеющих низкие температуры окружающей среды. Она состоит (рис.) из многоходового переключателя 1 типа ПСМ; двух отсекателей 2 и 3 типа ОКГ, установленных на расходомерной и выкидной линиях; электрогидравлического привода ГП-1,5 для управления переключателем скважин и отсекателями; блока управления и индикации (БУИ) 12
для управления приборами, выдачи сигналов на диспетчерский пункт и учета объема

изме­ряемой жидкости; гидроциклонного сепаратора 6 для отделения газа от

измеряемой жидкости. Установка работает следующим образом. Нефть из скважины поступает в многоходовой пере­ключатель, который приводится в действие гидроприводом 10. Далее по измерительному трубопроводу 5 она направляется в измерительный сепаратор 6 и затем в турбинный счетчик 8 типа ТОР-1-50. Продукция остальных скважин направляется через общий коллектор 4 в сборносепарационную емкость или в сборный трубопровод. Программа измерения дебита скважин задается реле времени в блоке управления. Через заданные промежутки времени реле включает гидропривод, и скважины подключаются к измерителю. Подача скважин контролируется по работе измерителя с сигнализацией об аварийном состоянии через блок местной автоматики. Дебит измеряют путем кратко­временного пропуска жидкости, накопившейся в сепараторе, че­рез турбинный измеритель. Накопление жидкости в нижнем со­суде сепаратора до заданного уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляются при помощи поплавкового регулятора 9, и крана 7 на газовой линии. Всплывание поплавка регу­лятора до верхнего уровня приводит к закрытию газовой линии, вследствие чего давление в сепараторе повышается и жидкость продавливается из сепаратора через турбинный счетчик 8, уста­новленный выше верхнего заданного уровня жидкости в сепа­раторе. При достижении поплавком нижнего заданного уровня открывается кран 7, давление между сепаратором и коллекто­ром выравнивается, продавка жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число импульсных пропу­сков жидкости через счетчик за время измерения зависят от де­бита измеряемой скважины. Время продавки жидкости через расходомер от дебита скважины практически не зависит. Такой циклический метод измерения обеспечивает пропуск потока жидкости через счетчик всегда в турбулентном режиме при уз­ком диапазоне изменения расхода, что дает возможность'изме­рять дебит скважин, изменяющийся в широком диапазоне. Дебит каждой скважины определяют регистрацией накапливае­мых объемов жидкости.

Автоматизированная групповая измерительная установка «Спутник Б» в отличие от рассмотренной установки «Спутник А» предназначена не только для измерения дебита жидкости, но и для определения содержания воды и газа в продукции скважин. Конструкцией установки предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в нефтяной потолок. Установка «Спутник Б» выпускается в двух модификациях: «Спутник Б-40--14/400» на 14 скважин и «Спутник Б-40-24/400» на 24 сква­жины (рис.). Продукция от скважин по линиям 1 поступает в многоходовой переключатель 3, откуда от каждой скважины по заданной программе она направляется в измерительный се­паратор 5, где отделяется от нефти.

 

Продукция всех остальных скважин поступает в сборный коллектор. Выделившийся в се­параторе газ измеряется газовым счетчиком 7 и направляется в сборный коллектор. Часть газа отбирается для питания пнев­матических регулирующих устройств, в частности газораспреде­лительного устройства 9. Давление газа в сепараторе поддер- живается на заданном уровне регулятором 6, уровень — регуля­тором 8. Жидкость из подключенной на измерение скважины скапливается в нижней части сепаратора и избыточным давле­нием, поддерживаемым регулятором 6, продавливается через счетчик 10, датчик влагомера 12 и клапан 11 в общий коллек­тор. Дебит подключенной скважины определяется по кратковре­менным пропускам через турбинный счетчик ТОР накапливаю­щейся в сепараторе жидкости. Данные об объеме жидкости, газа и влагосодержании в виде электрических сигналов посту­пают в электронный блок, откуда они передаются на диспетчер­ский пункт. Автоматическая подача деэмульгатора из емкости 13 в общий коллектор осуществляется насосом-дозатором 14 типа НД-0,5Р-10/100. Для приема депарафинизационных шаров, перемещающихся потоком жидкости от каждой скважины, пред­усмотрено устройство 2. Если по какой-либо причине в течение длительного промежутка времени скважина не будет подавать нефть, на счетчике в блоке местной автоматики не будет заре­гистрировано ни одного цикла с блока местной автоматики (БМА) и будет подан аварийный сигнал. Таким образом, ра­бота отдельных скважин контролируется без специальных дат­чиков подачи. Недостатком такого способа является то, что ра­бота скважины контролируется не постоянно, а периодически, только во время подключения ее к измерительному блоку. При понижении и превышении допустимых пределов давления в ра­бочем коллекторе отсекающие клапаны 4 по импульсу с БМА перекроют измерительный и рабочий трубопроводы. Одновре­менно от электроконтактного манометра 15 в блок автоматики поступает сигнал. При этом обесточится пилотный клапан гид­ропривода 16 и отсекающие клапаны под действием пружины перекроют измерительный и рабочий трубопроводы. Давление в подводящих к установке трубопроводах повысится, и сква­жины будут автоматически остановлены: фонтанные — при по­мощи отсекателей, установленных на выкидной линии, механи­зированные — отключением электропривода. Системой автоматизации установки предусмотрена,сигнали­зация на диспетчерский пункт (ДП) в случае следующих ава­рийных ситуаций: остановки или отсутствия подачи скважин, от­ключения электроэнергии, неисправности в системе измерения дебитов скважин. В выпускаемых в последнее время групповых измерительных ус­тановках «Спутник АМ» установ­лены на газовой линии регуляторы перепада давления. Это обеспечи­вает постоянную скорость прохож­дения жидкости через турбинку счетчика.

Автоматизированная система сбора и обработки информации о производитель ности нефтяных скважин «Спутник ВМР»

Система предназначена для автоматического измерения и регистрации производительности каждой из подключенных к установке нефтяных скважин, а также вычисления суммарного их суточного дебита. Система обеспечивает: разделение продукции скважин по сортам, прием резиновых разделителей для очистки выходных линий скважин от парафина, автомати­ческую защиту промысловых коллекторов при повышении дав­ления в них выше предельно допустимого, выдачу в систему те­лемеханики информации о суточном дебите и аварийных сигна­лов. В качестве измерительного прибора в установке применяют вибрационные массовые расходомеры (BMP) «РУР-Вибра-тор-П» (ряд унифицированных расходомеров), измеряющие массу поступающей из скважин газонефтяпой смеси и расход отдельных составляющих ее компонентов на потоке без предва­рительной сепарации.

В этой групповой измерительной установке информация о работе каждой скважины может быть получена только после обработки данных по этой скважине на диспетчерском пункте. Скважина при этом оказывается непрерывно подключенной к групповой измерительной установке, и объем памяти и мощ­ность ЭВМ на диспетчерском пункте непомерно возрастают. Значительно рентабельнее иметь на каждой установке микро-ЭВМ, которая будет выполнять все служебные функции и вы­числительные работы, связанные с обработкой получаемой с каждой скважины информации. На диспетчерский пункт по определенной программе или по запросу передается только ин­тересующая промысел информация. В настоящее время ведутся работы по реализации такого варианта информационно-измери­тельной системы.

Блок-схема BMP состоит из первичного преобра­зователя ПП и блока предварительной обработки информации БПО, включающего в себя аналоговый АП и цифровой ЦП пре­образователи. Первичный преобразователь состоит из герметич­ного корпуса /, в котором консольно закреплен вибратор 2; че­рез его внутреннюю полость проходит подлежащая измерению газожидкостная смесь, массовый расход которой обозначен G_c. В корпус вмонтированы два электромагнита: адаптер 3 и воз­будитель 4. Эти электромагниты связаны между собой с помо­щью размещенных в аналоговом преобразователе АП регулиpуемoгo усилителя 5 и усилителя мощности 6. Эта цепь обра­зует вместе с вибратором 2, электромеханический генератор синусоидальных колебаний. Частота колебаний этого генератора определяется собственной частотой колебаний вибратора, кото­рая в свою очередь зависит при прочих равных условиях от массы вибратора, а следовательно, от массы (плотности) за­полняющей полость вибратора среды. Каждая частица среды, проходящая через вибратор, начинает принимать участие в его колебаниях, на что тратится определенная часть колебательной энергии системы (увеличивается ее коэффициент затухания). Иными словами, при участии частиц среды одновременно в двух движениях (поступательном и круговом) возникают силы Ко-риолиса, направленные в сторону уменьшения вызывающей их причины. Чем больше частиц среды пройдет через вибратор в единицу времени, тем больше указанные потери. Эти потери, следовательно, могут служить мерой массового расхода смеси, а собственная частота колебаний вибратора — мерой плотности этой смеси. Аналоговый преобразователь снабжен блоком авто­матической регулировки усиления 7, который с помощью регу­лирующего напряжения U_v изменяет коэффициент усиления уси­лителя 5, а следовательно, и ток в цепи возбудителя 4 таким образом, чтобы напряжение адаптера U_a, пропорциональное мо­дулю скорости колебания вибратора, оставалось бы постоянной. Эта величина зависит от напряжения уставки U_y. При измене­нии потерь (массового расхода смеси) изменяется и ток возбу­дителя /_в, который так же, как будет показано, служит мерой массового расхода смеси. Напряжение, пропорциональное этому току, поступает на преобразователь «напряжение—частота» 8 и на преобразователь «напряжение-ток» 9. Частота f_G, сни­маемая с преобразователя 8, пропорциональна массовому рас­ходу смеси. С помощью потенциометров О и S в преобразова­теле 8 можно изменять Существовавшие до сих пор BMP позволяли измерять мас­совый расход только однофазных сред. При переходе, к двух­фазным смесям возникают большие погрешности измерения, что исключает целесообразность практического использования этих BMP. Это связано с тем, что в общем случае двухфазная проходящая через вибратор смесь является, в свою очередь, ко­лебательной системой (с распределенной массой и упругостью). При возбуждении такой системы стенками вибратора возникают поперечные (по отношению к оси трубы) колебания. Частота и амплитуда этих колебаний не совпадают, как правило, с ча­стотой и амплитудой колебаний вибратора. Поперечные коле­бания среды создают дополнительные, не связанные с массовым расходом, смеси, потери энергии, которые зависят от ряда при­чин, среди которых существенную роль играет обычно неизвест­ное' значение газосодержания (величины отношения расходов газовой и жидкой фазы) среды. Поэтому связь между стабили­зирующим моментом системы и массовым расходом такой среды становится неоднозначной.

Автоматизированные сепарационные установки

Газоводонефтяная смесь, как это было показано в типовой технологической схеме автоматизированного нефтедобывающего предприятия, после измерения дебита на группо­вых измерительных установках поступает в сепарационные ус­тановки, где нефть отделяется от газа и частично от воды. Это разделение осуществляется для получения нефтяного газа, ис­пользуемого как топливо или как химическое сырье; уменьше­ния перемешивания нефтегазового потока и снижения возмож­ности образования нефтяных эмульсий; уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам до дожимной насосной станции (ДНС) или установки подготовки нефти (УПН).

Эффективность работы сепаратора характеризуется степенью уноса капельной жидкости k_ж и окклюдированных пузырьков газа k_г [22], которые определяются следующими отношениями:

K_ж =q_ж /V_г; k_г = q_г / Q_ж, (12.25)

где q_ж и q_г — соответственно объемные расходы капельной жид­кости и пузырьков газа, уносимые за пределы сепаратора (от­несенные к условиям в сепараторе); V_г и Q_ж — объемные рас­ходы газа и жидкости, отнесенные к условиям в сепараторе.

Качество сепаратора характеризуется минимальным диамет­ром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; макси­мально допустимым значением средней скорости газового по­тока в свободном сечении или в каплеуловительной секции се­паратора и временем пребывания жидкой фазы в сепараторе, за которое происходит допустимое отделение свободного газа от жидкости. Значение удельного уноса капельной жидкости K_ж не должно превышать 50 см³ на 1000 м³ газа, в то время как удельный унос свободного газа потоком жидкости в сепараторе рекомендуется принимать равным А_г^200 л на 1 м³ жидкости. Одни и те же значения K_ж и k_г можно получить в сепараторах разной конструкции. Однако эффективной конструкцией сепа­ратора принято считать такую, которая при высокой степени очистки газа и жидкости и значительной производительности имеет меньшую металлоемкость и дешевле в изготовлении. Эф­фективная очистка газа от капельной жидкости и жидкости от пузырьков газа происходит в таких сепараторах при больших скоростях движения жидкости и газа.

Эффективным высокопроизводительным сепаратором яв­ляется гидроциклонный двухъемкостный сепаратор, разработан­ный в институте Гипровостокнефть (рис), который приме­няется как на сепарационных установках, так и на групповых измерительных установках типа «Спутник А» и «Спутник Б».

Нефтегазовая смесь поступает в гидроциклонную головку 7, в которой под действием центробежных сил она разделяется на нефть и газ. Далее нефть и газ движутся раздельно и посту-

Схема гидроциклон­ного двухъемкостного сепара­тора:

1 — отвод газа; 2 — жалюзийная насадка;3 — перфорированные сетки для улавливания капельной
жидкости; 4 — верхняя емкость сепаратора; 5 — направляющий патрубок; 6 — тангенциальный

ввод газонефтяной смеси; 7 — го­ловка гидроциклона; 8 — отбойный козырек газа; 9— направляющая полка; 10 — перегородка; 11 — ис­полнительный механизм; 12 — уголковые разбрызгиватели; 13 — дренажная трубка; 14 — нижняя емкость гидроциклона; 15 — лоток

по сливному лотку 9 направ­ляется на разбрызгиватели 12 и далее по лотку 15 и дренажной трубе 13 стекает в нижнюю емкость 14. Газ проходит через пер­форированные сетки 3 для улавливания капельной жидкости, жалюзи 2 и выходит из сепаратора в газовую линию через па­трубок /. Для успокоения колебаний жидкости в нижней ем­кости предусмотрена перегородка 10. Регулирование уровня обеспечивается регулятором. Отсепарированная нефть посту­пает в нефтяной коллектор через патрубок.

Приведенный гидроциклонный сепаратор используется в ав­томатизированных блочных сепарационных установках СУ-2. Установки СУ-2, предназначенные для первичной сепарации нефти, выпускаются трех типоразмеров: СУ2-750, СУ2-1500 и СУ2-3000, имеющих производительность соответственно 750, 1500 и 3000 м³/сут. Газонефтяная смесь после группо­вой измерительной установки поступает в гидроциклонный се­паратор 3. Из нижней сепарационной емкости нефть проходит через фильтр 77 и далее, очищенная от механических примесей, через турбинный расходомер 12 в нефтесборный коллектор. На газовой линии смонтирована камерная диафрагма 5 для изме­рения объема отсепарированного газа. Для сброса давления в сепарационной емкости в случае превышения допустимого зна­чения предусмотрен предохранительный клапан 2. Для улавли­вания капель нефти из газа, сбрасываемого через предохрани-автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, авто­матизации блочной сепарационной установки обеспечивается автоматическое регулирование уровня нефти в сепараторе, авто­матическая защита установки при аварийном повышении уровня и давления в сепараторе, передача аварийных сигналов на дис­петчерский пункт. Уровень в сепараторе регулируется двумя ме­ханическими регуляторами уровня 7 и 9, которые размещены на нижней сепарационной емкости и управляют регулирующими клапанами, расположенными на линиях отвода выделившегося газа и отсепарированной нефти. Регуляторы получают управ­ляющие сигналы от поплавковых датчиков 6 и 8. Если уровень жидкости в сепараторе достигнет аварийной отметки, поплавко­вый сигнализатор 10 уровня типа ПФ-40-СУВЗГ-4 подаст элек­трический сигнал на соленоидный клапан (СК) 14 КСП-4М, ко­торый направит сжатый воздух из осушителя 4 на пневмопри­вод задвижки 13. При этом будет перекрыта линия, по которой газонефтяная смесь поступает на установку. В случае аварий­ного превышения давления импульс от электроконтактного ма­нометра 15 воздействует на клапан 14, который подаст сжатый воздух на пневмопривод задвижки 13, и поступление газонефтя­ной смеси на установку прекратится.

Если после сепарации давление, под которым выходит нефть, недостаточно для дальнейшего движения по промысловой транспортной сети, применяют сепарационные установки типа СУН с откачивающими насосали. Установки выпускаются че­тырех модификаций: СУН-1-750-6, СУН-2-750-6, СУН-1-1500-6, СУН-2-1500-6. Первая цифра после буквенного шифра указы­вает на тип гидроциклонного сепаратора — одноемкостный или двухъемкостный (1 и 2), вторая — производительность установки, третья — рабочее давление в сепараторе. Установка (рисунке) комплектуется двумя или тремя откачивающими насосами типа ПС или МС, смонтированными единым блоком на сварной раме. На установке СУН предусмотрено автоматическое согласование производительности с объемом поступающей в сепаратор жид­кости. Это выполняется механическим регулятором уровня 1, установленным в сепараторе с регулирующим клапаном 6 на линии выхода нефти после откачивающих насосов. В случае срыва подачи по сигналу электроконтактных манометров 5, установленных на выкиде насосов, последние будут останов­лены. При аварийной остановке рабочего насоса схемой автома­тики предусмотрено включение резервного. Автоматическая за­щита установки при аварийном уровне в сепараторе осущест­вляется датчиком предельного уровня 2 ДПУ-1М, включающим с помощью соленоидного пилотного клапана КСП-4 задвижку с пневмоприводом 4 типа ПИТ-1, установленную на линии входа газонефтяной смеси в сепаратор. Защита от аварийного превы­шения давления осуществляется электроконтактным маномет­ром. При этом, как и в случае аварийного превышения уровня, перекрывается входная линия. При аварийном взливе жидкости в сепараторе, превышении в нем допустимого давления, аварий­ном отключении насоса — во всех этих случаях на диспетчер­ский пункт посылается сигнал аварии. На установке предусмот­рен местный контроль объема отсепарированной нефти с по­мощью турбинного счетчика 7. Объем отсепарированного газа определяется с пом