Автоматическое регулирование давления в сепарационных емкостях

Газоводонефтяная смесь, как это было показано в типовой тех­нологической схеме автоматизированного нефтедобывающего пред­приятия (см. рис. 18.1), после измерения дебита на групповых из­мерительных установках поступает в сепарационные установки, где отделяется нефть от газа и частично от воды. Это разделение осу­ществляется для: а) получения нефтяного газа, используемого как топливо или как химическое сырье; б) уменьшения интенсивности перемешивания нефтегазового потока и снижения возможности об­разования нефтяных эмульсий; в) уменьшения пульсации давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным кол-

лекторам до дожимной насосной станции (ДНС) или установки подготовки нефти (УПН).

Для первичной сепарации нефти и газа, а также оперативного измерения объема отсепарированной нефти, выделившегося газа и обеспечивания дальнейшего транспорта нефти по нефтепромысло­вым трубопроводам применяют блочные автоматизированные сепа­рационные установки: СУ2-750, СУ2-1500 и СУ2-3000, имеющие пропускную способность соответственно 750, 1500 и 3000 м 3 /сут.

Схема установки показана на рис. 18.8. Газонефтяная смесь че­рез задвижку ^ 12 направляется в гидроциклонную головку 13 и да­лее поступает в верхний сепаратор, где газ отделяется от капель жидкости. Далее нефть проходит через фильтр 16, турбинный счет­чик 1 и направляется в нефтесборный коллектор.

Камерная диафрагма 2,а, установленная на газовой линии, пред­назначена для измерения с помощью дифманометра объема отсепа-рированного из нефти газа. Сепаратор оборудован предохранитель­ным клапаном 29, обеспечивающим уменьшение давления из сепа-рационной емкости при его аварийном превышении. Для улавлива­ния капель из уходящего газа предусмотрен расширитель.

Системой автоматизации предусмотрены автоматическое регу­лирование уровня в сепараторе, автоматическая блокировка уста­новки при аварийном повышении уровня и давления и передача ава­рийных сигналов на диспетчерский пункт. Регулирование уровня осуществляется двумя механическими регуляторами уровня 6, 7,

размещенными на нижней сепарационной емкости и соединен­ными с исполнительными механизмами — регулирующими клапана­ми, расположенными соответственно на линиях отвода выделивше­гося газа и отсепарированной нефти.

Автоматическая блокировка установки при аварийном взливе жидкости в сепараторе выполняется с помощью сигнализатора уров­ня 8 типа ПФ-40-СУВЗГ-4, соленоидного пилотного клапана 9 типа КСП-4М, осущителя 19 типа ОГ-8 и задвижки 10 с пневмопри­водом, установленным на линии поступления нефти в сепаратор.

Если уровень жидкости достигнет аварийной отметки, поплав­ковый сигнализатор ^ 10 выдает электрический сигнал на клапан КСП-4М, который при этом обеспечивает подачу воздуха на пневмо­привод задвижки 10. Задвижка перекроет линию поступления нефти в сепаратор.

Осушитель газа 19 предназначен для подготовки газа, используе­мого в системе автоматики. Автоматическая защита от превышения давления осуществляется с помощью датчика давления 3 (электро-коктактный манометр ВЭ-16РБ), установленного на линии отвода газа после сепаратора. При аварийном повышении давления сигнал от электроконтактного манометра поступает на КСП-4М 9. Си­стема блокировки, управляющая задвижкой 13, действует аналогич­но блокировке при аварийном взливе жидкости. После устранения аварийной ситуации на сепарационной установке задвижка 10 открывается вручную домкратом типа ВД-3.

Вторичные приборы размещены в шкафу автоматики, устанав­ливаемом на открытом воздухе рядом с сепарационной установ­кой. Давления контролируют стандартными техническими маномет­рами.

Автоматизированные блочные сепарационные установки с насосной откачкой. Если после сепарации дав­ление, под действием которого выходит нефть, недостаточно для даль­нейшего движения по промысловой транспортной сети, применяют сепарационные установки типа СУН с откачивающими насосами. Ус­тановки выпускаются трех модификаций: СУН-1-750-6, СУН-2-750-6, СУН-1 -1500-6. Первая цифра после буквенного шифра указывает на

тип гидроциклонного сепаратора — одноемкостный или двухъемко-стный (1 и 2), второе число — на пропускную способность установ­ки (в м 3 /сут); третья цифра — на рабочее давление в сепараторе. Схема установки показана на рис. 18.9. Технологическая схема ана­логична схеме СУ (см. рис. 18.8).

Установка комплектуется двумя или тремя откачивающими насосами типа ЦС или МС, смонтированными единым блоком на сварной раме. На установке СУН предусмотрено автоматическое согласование пропускной способности с объемом поступающей в сепаратор жидкости. Это выполняется механическим регулятором уровня РУМ 1, смонтированным в сепараторе с регулирующим кла­паном 2, установленным на линии выхода нефти после насосов, от­качивающих жидкость. В случае внезапного прекращения подачи по сигналу электроконтактных манометров 3, установленных на вы-киде 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 4 типа ДПУ-1М, включающим с помощью соленоидного пилотного клапана КСП-4 задвижку с пневмоприводом 5 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 повы­шения уровня, перекрывается входная линия.

При аварийном взливе жидкости в сепараторе, превышении в нем допустимого давления, отключении насоса на диспетчерский пункт посылается сигнал аварии. На установке предусмотрен ме­стный контроль объема отсепарированной нефти с помощью тур­бинного счетчика 7. Объем отсепарированного газа определяют с помощью переносного дифманометра ДТ-50, подключаемого к уста­новленной на выходе газа камерной диафрагме типа Д’КН-10. Для местного контроля давления в сепараторе предусмотрен манометр 6.

Автоматизированные концевые блочные сепара-ционные установки. Предназначены они для сепарации газа из нефти при атмосферном либо избыточном давлении, равном 5— 15 кПа. В схеме установки, приведенной на рис. 18.10, сепарацион-ный блок состоит из двух горизонтальных емкостей 7 и 5, разме­щенных друг над другом и соединенных сточным патрубком 4. Верхняя емкость служит для освобождения отсепарированного га­за от сопутствующих капель жидкости.

Для этого в ней установлены отбойники грубой 9 и тонкой 3 очисток газа. Нижняя сепарационная емкость обеспечивает полную сепарацию нефти. Сепарационный блок установлен на высоком ос­новании 18 для обеспечения движения отсепарированной нефти са­мотеком до резервуарного парка. В зависимости от условий работы газосборной системы высота таких оснований составляет 1; 9; 12 или 15 м.

Поступающая нефть по лотку ^ 10 попадает на распределитель б, обеспечивающий равномерный сток ее через патрубок 4 в нижнюю емкость. Далее нефть движется по лотку 2 тонким слоем, что повы­шает эффективность сепарации. Патрубок 13 предусмотрен для выхода отсепарированного газа из нижней в верхнюю емкость и для выравнивания давления в них. Для осаждения из нефти и удаления механических примесей в нижней емкости установлена перегород­ка 16. Системой автоматики предусмотрены регулирование уровня нефти в сепараторе и автоматическая защита при аварийном пре­вышении уровня. Механический регулятор 15 с исполнительным ме­ханизмом 17, установленным на сливной линии, поддерживает за­данный уровень в сепараторе. Механический регулятор 12 с испол­нительным механизмом 11 на входе в сепаратор обеспечивает защиту при аварийном взливе нефти в сепараторе. Для измерения уровня нефти в сепараторе применяют буйковый уровнемер 19 типа УБ-51-04. Для сигнализации аварийного превышения уровня жидко­сти используют датчик 20 типа ДПУ-1, для сигнализации о предель­ном давлении — электроконтактный манометр 14 типа ВЭ-16-РБ.

На верхней сепарационной емкости установлен предохранитель­ный клапан ^ 5 для сброса газа при избыточном давлении. Для улав­ливания имеющихся в сбрасываемом газе капель предусмотрен рас­ширитель 1. Автоматизированные блочные концевые сепарационные установки выпускают с пропускной способностью 1000, 2000 и 5000 м 3 /сут.

Автоматизированная блочная установка для се­парации и предварительного обезвоживания неф­ти. Блочная автоматизированная сепарационная установка типа БАС-100 позволяет уменьшить количество воды, содержащейся в нефти, поступающей на установки подготовки ( обезвоживания) неф­ти, что улучшает режим работы последних и обеспечивает значи­тельную экономию топлива (рис. 18.11). Нефть после сепарацион-ных установок смешивается с горячей пластовой водой, поступаю­щей с установок подготовки нефти, и направляется в отсек 7 на полки 6, где из нее выделяется газ и поступает в газосборную сеть. Перепад давления между двумя отсеками, разделенными перегород­кой 8, поддерживается регулятором 2, вследствие чего частично де­газированная нефть через разделительный патрубок 14 поступает в отсек 9. Здесь регулятором 11 поддерживается заданный уровень горячей пластовой воды. При движении эмульсии через этот слой воды происходит интенсивное перемешивание, глобулы воды стал­киваются, укрупняются и осаждаются. Частично обезвоженная нефть через патрубок 10 выводится из сепаратора и направляется на установку подготовки нефти. Выделившаяся вода через патру­бок 13 сбрасывается в дренажную линию. Объем поступающей и уходящей с установки нефти измеряют турбинными расходомера­ми/и 12.

Регулирование уровня водонефтяного раздела осуществляется регулятором 2 типа РУР-1. В случае аварийного взлива и превы­шения давления подаются аварийные сигналы соответственно дат­чиком предельного уровня 4 типа ДПУ-1М и электроконтактным манометром 5. При избыточном давлении в сепараторе газ сбрасы­вается через предохранительный клапан 3.

§ 6. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ БЛОЧНЫЕ ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ

Если в системе промыслового сбора нефти и газа недостаточно давления для транспортирования отсепарированной нефти на уста­новки ее подготовки, применяют дожимные насосные станции (ДНС). Схема автоматизированной блочной ДНС показана на рис. 18.12. Нефть от групповых установок поступает в буферные ем­кости ЕЛ и £-2, в которых поддерживается давление, равное 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газирован­ной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов Я-1 и Я-2. Затем с помощью насосов по напорному нефтепроводу она поступа­ет в пункт назначения. В блочных помещениях размещены также насосы для откачки нефти, появляющейся при утечках через саль­ники насосов и предохранительные клапаны. Отсепарированный газ после буферной емкости направляется на газосборную систему. Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.

Система контроля и управления ДНС, предназначенная для оперативного учета, поддержания заданных параметров технологи­ческого процесса и предотвращения возникновения аварийных ситуа­ций, обеспечивает: автоматическое регулирование пропускной спо­собности ДНС; автоматическую защиту ее при аварийных уровнях

нефти в буферных емкостях; автоматическое отключение насосов в аварийных случаях; автоматическое регулирование давления сепа­рации; автоматическую защиту ДНС при аварийном повышении или снижении давления в трубопроводах; автоматическую защиту га­зосборной линии и открытие факельной линии при аварийном по­вышении давления в буферных емкостях; автоматическую защиту трубопровода на приеме ДНС, газопровода после буферных емкостей и открытие линии сброса газа при прекращении электроснабжения ДНС; автоматическое регулирование температуры в помещениях щи­товой, операторной и насосных станциях.

Автоматическое регулирование подачи насосов осуществляется с помощью автоматов откачки 21 и 23 типа АО-5. Если подача пре­вышает объем нефти, поступающей в емкости за то же время, уро­вень жидкости в последней будет понижаться и, когда он достиг­нет определенного нижнего предела, автомат откачки замкнет кон­такт «нижний уровень». При этом включается реле времени нижнего уровня (РВНУ), которое через каждую минуту выдает импульсы продолжительностью 3—5 с. Это приводит к прикрытию установ­ленных на выкиде насосов задвижек. Если после прикрытия задви­жек уровень поднимается, автомат откачки отключит РВНУ. Если после этого поступление жидкости в емкости будет соответствовать от­качке ее, проходное сечение задвижек не будет меняться. Увеличе­ние притока жидкости на ДНС может привести к тому, что уровень жидкости в емкостях начнет повышаться и, когда он достигнет верх­него предельного, автомат откачки включит реле времени верхнего уровня РВВУ, которое будет посылать импульсы, открывающие за­движки на выкиде насосов.

В случае аварийного превышения уровня нефти в емкостях дат­чики 25 и 26 типа ДПУ-1 подают сигнал, отключающий соленои­ды в клапанах ХСП-4. При этом сжатый воздух давлением пере­кроет линию входа нефти на ДНС. Одновременно на диспетчерский пункт (ДП) поступит сигнал аварии. Если уровень жидкости в бу­ферных емкостях снизится до нижнего предельного, от ДПУ-1 по­ступит импульс, отключающий приводы всех насосных агрегатов. Задвижки на выкидных линиях насосов будут закрыты и на ДП будет послан сигнал аварии.

Автоматическое регулирование давления сепарации осуществля­ется регулятором давления прямого действия 2 с мембранным ис­полнительным механизмом, установленным на линии отвода газа в газосборную сеть.

При повышении давления на входе ДНС более 0,6 МПа электро­контактный манометр подаст импульс, обесточивающий клапаны 28. При этом вход нефти на ДНС будет перекрыт и на ДП будет пос­лан сигнал аварии.

Автоматическая блокировка (защитное перекрытие) газосбор­ной линии и открытие линии подачи газа на факел при аварийном превышении давления в емкости выполняются при помощи электро­контактного манометра 19. соленоидных пилотных клапанов 18 и 17 и управляемых запорных кранов, установленных на газосбор-

ной линии и на линии отвода газа на факел. При этом на ДП бу­дет послан сигнал аварии.

Автоматическое отключение насосов ДНС при аварийном снижении давления в напорном трубопроводе осуществляется при помощи электроконтактных манометров 14 и 11, установленных на напорных линиях после основного и резервного насосов. Автомати­ческое отключение насосов при пожарах в помещениях нефтенасос-ных происходит в результате сигнала от тепловых датчиков 6 и 7 системы противопожарной защиты в блок местной автоматики, ко­торый поступает во время повышения температуры в помещении нефтенасосов до 90 °С. Одновременно кран 29 перекрывает трубо­провод на входе ДНС.

Автоматическая блокировка трубопровода на входе ДНС, газо­провода после буферных емкостей и открытие линии сброса газа на факел при прекращении энергоснабжения ДИС выполняются при помощи соответствующих запорных кранов и клапанов 17, 18 и 28. В случае прекращения энергоснабжения ДНС соленоиды обес­точиваются и через пилотные клапаны сжатый воздух поступает на запорные краны. Для автоматического регулирования температуры в помещениях щитовой и операторной применяются датчики темпе­ратуры 31 и 32 типа ДТКМ-41 и нагревательные приборы типа НВС 1,2/1,0, находящиеся в щитовой и операторной. Нагреватель­ные приборы автоматически включаются при температуре воздуха ниже +5 °С и выключаются при +20 °С.

Для предотвращения запотевания обмоток электродвигателей при их остановках в насосных помещениях устанавливают нагрева­тели, включающиеся при остановке насосов и поддерживающие тем­пературу воздуха не ниже +5 °С.

На ДНС предусмотрен местный контроль: давления технически­ми манометрами общего назначения в напорном трубопроводе, на приеме насосов Н-1 и Н-2, на газовой линии после буферных ем­костей и температуры ртутными техническими термометрами 4 на трубопроводах нефти от насосной и газа после буферной емкости. Расход газа после буферных емкостей определяется подключением переносного дифманометра к камерной диафрагме 1.

Для измерения расхода нефти на напорном трубопроводе уста­новлены камерная диафрагма 5 и сильфонный самопишущий диф-манометр 9 типа 712Н. Уровень в буферных емкостях измеряется электронными индикаторами уровня 20 и 27 типа ЭПУ-18М.

Системой автоматики предусмотрена предупредительная зву­ковая и световая сигнализация при отклонениях давлений на при­еме ДНС, в газосборной сети и в трубопроводе после регулятора давления. Для этого предусмотрены электроконтактные манометры 19 и 30. Предусмотрена также сигнализация при утечках в саль­никах насосных агрегатов и обесточивании электрических цепей автоматики.

Поплавковые датчики уровня 10 и 13, установленные в емкостях для сбора утечек нефти, обеспечивают автоматическую откачку ее.

1. Дайте характеристику нефтедобывающего предприятия как объекта авто­матического управления. Назовите главные принципы «Основных положений по

обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий».

1. Объясните принцип действия схемы автоматизации нефтяной фонтанной
   скважины. Какие специальные средства для этого применяют?
2. Объясните принцип действия схемы автоматизации нефтяной скважины с
   электропогружным насосом.

4 ‘, fei°T BO назначение схемы автоматизации нефтяной скважины оборудо­
ванной скн? * j

5. Расскажите о схеме устройства и работе групповых измерительных уста­
новок типа «Спутник-А». 3

5. Расскажите о назначении и принципе действия измерительных групповых
установок типа «Спутник-Б». «

рмр 3 ? уст Р° ена и Р або тает групповая измерительная установка «Спут-

1. Объясните схему автоматизации блочных сепарационных установок без
   откачки нефти типа СУ-2, с насосной откачкой — типа СУН и концевых блочных
   сепарационных установок.
2. Объясните принцип работы автоматизированной блочной установки для
   сепарации и предварительного обезвоживания нефти.
3. Каково назначение системы контроля и управления автоматизированных
   блочных дожимных станций (ДНС)? Р

10. Расскажите об обеспечении автоматического регулирования уровня и
давления на ДНС. F

^ АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДГОТОВКИ И ОТКАЧКИ ТОВАРНОЙ НЕФТИ

§ 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ЗАДАЧИ АВТОМАТИЗАЦИИ

В добываемой нефти в зависимости от близости контурной или подошвенной воды к забою скважины содержание пластовой воды изменяется от нескольких до десятков процентов.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных со­леи приводит к увеличению расходов на ее транспорт, вызывает об­разование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при пе­реработке нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Согласно действующим ГОСТам, в товарной нефти содержание воды должно быть не более 1%, хлористых солей — не более 40 мг/л. Поэтому до­бываемая нефть подвергается на нефтяном промысле обработке, заключающейся в обезвоживании и обессоливании. Такая обработ­ка называется подготовкой нефти.

Из методов деэмульсации на промыслах наиболее распростране­
ны термохимические. Более 80% всей добываемой нефти обрабаты­
вается на термохимических установках. Блочное оборудование та­
ких установок, выпускаемое заводами, поставляется на промыслы
полностью автоматизированным, в отлаженном состоянии Монтиру­
ется оно на месте в течение 15—20 дней. Разработана номенклатура
блочного автоматизированного оборудования термохимических уста­
новок заводского изготовления: нагреватели-деэмульсатооы
УДО-2М, УДО-3, СП-1000 «Тайфун» и др. F

Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН) и воды (УПВ) показана на рис. 19.1. Обводненная нефть в виде эмульсии с частично растворенным в ней газом после I ступени се-

парации, расположенной на ДНС, поступает в сборные коллекторы, а затем в общий коллектор, из которого направляется в коллек­тор — гаситель пульсаций 2. Перед этим коллектором по трубопрово­ду 40 вводят дренажную горячую воду, содержащую поверхностно-активные вещества (ПАВ), способствующие разрушению эмульсии. Затем эмульсия поступает в каплеобразователь 4 и далее в сепара­торы второй ступени 5, а выделившийся таз направляется в сборный газопровод 5, по которому транспортируется на газоперекачиваю­щий завод (ГПЗ).

Далее^ газ проходит через турбосепаратор ^ 10, где очищается от капельной взвеси. Вода по водоводу 39 автоматически сбрасывается в резервуар-отостойник 36 с гидрофильным фильтром. Обводненную нефть из сепараторов направляют в теплообменники 6, в которых происходит предварительный нагрев нефтеводяной смеси горячей торыТ ПР ° ШеДШеЙ блок наг Рева 7 и теплоизолированные сепара-

™™ е » араТ ° Р « Ы п Р елназнач ены для отделения газовой фазы, обоа-з>ющеися в блоке нагрева 7, и интенсификации отделения воды’от нефти в отстойниках 12. Вода из отстойников автоматически сбра­сывается в резервуар-отстойник 35, а нефть направляется в смеси-

тель 14. В отстойниках практически получают обезвоженную нефть, содержащую воды не более 1%. На этой стадии процесс обезвожи­вания заканчивается.

При отделении минерализованной пластовой воды нефть одно­временно частично обессоливается. Однако в обезвоженной до 1 % нефти содержится порядка 2000—3000 мг/л солей, что недопустимо, так как может привести к коррозии трубопроводов и оборудования НПЗ. Для более глубокого обессоливания в поступившую в смеси­тель 14 обезвоженную нефть по линии 28 подается горячая пресная вода (от 2 до 5% к общему объему нефти). Для предотвращения образования эмульсии по линии 13 подается ПАВ. Пресная вода с ПАВ и обезвоженная нефть интенсивно перемешиваются и поступа­ют в каплеобразователь 15 для предварительного выделения воды. Затем для окончательного разделения смесь направляют в гермети­зированные теплоизолированные отстойники обессоливания 17. Ос­новное назначение смесителя 14 и каплеобразователя 15 — создать условия, способствующие «захвату» каплями пресной воды соленых капель пластовой воды, оставшихся в нефти после ее обезвоживания.

Из отстойников обессоливания кондиционная нефть под собст­венным давлением через регулируемый штуцер ^ 18 направляется в концевые сепараторы 20, в которых насосом-компрессором 19 поддер­живается вакуум. Из концевых сепараторов кондиционная нефть самотеком поступает в буферные емкости (резервуары) 22 и далее насосом 23 перекачивается через автоматизированную установку 24 учета товарной нефти. Если содержание воды и соли в нефти превы­шает допустимую норму, на установке учета будет автоматически перекрыт кран 26 и открыт кран 25. При этом некондиционная нефть снова будет направлена на обезвоживание и обессоливание. Кондиционная нефть проходит через расходомеры 27 типа «Норд» и далее, пройдя через сепаратор 29, поступает в резервуары 32 товар­ного парка и оттуда насосами 31 откачивается в магистральный нефтепровод 32.

Отделенная в отстойниках от нефти пластовая вода отводится по водоводу ^ 35 в резервуар-отстойник 36. Из этого резервуара часть воды насосом 38 подается по линии 40 на вход коллектора — гаси­теля пульсаций, а большая часть ее откачивается насосом на кусто­вые насосные станции (КНС) системы поддержания пластовых дав­лений (ППД).

Задачей автоматизации технологического процесса является ав­томатическое поддержание уровня и давления в технологических ап­паратах, регулирование расхода водонефтяной эмульсии и промы­вочной воды, подача заданного обьема химических реагентов и защита от аварийных режимов. Схемой автоматизации должен быть также предусмотрен автоматический контроль основных параметров технологического процесса.

Источник