- •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
Контрольные вопросы
1. Объясните принцип работы автоматизированной блочной установки подготовки нефти «Тайфун-1-400» и «Тайфун-1-1000».
2. Объясните схему устройства и принцип работы автоматизированной блочной деэмульсационной установки УДО-2М.
3. Объясните назначение и технические требования к станциям учета нефти.
4. Как устроена станция учета нефти типа КОР-МАС?
5. Объясните технологическую схему блочной нефтеперекачивающей насосной (БННС) станции и требования, предъявляемые к системе ее автоматизации.
6. Объясните принцип действия схемы автоматического запуска насосной станции.
7. Какие защиты предусмотрены схемой автоматизации БННС и как они выполняются?
Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ппд)
К основному наиболее распространенному и эффективному методу поддержания пластовых давлений относится метод законтурного и внутриконтурного заводнения, заключающийся в закачке в нефтяные пласты воды через нагнетательные скважины, находящиеся либо за контуром нефтеносности, либо внутри него — между добывающими скважинами. На месторождениях, где применяется этот метод, в настоящее время добывается более 85% всей нефти в стране.
В системах ППД на нефтяных месторождениях восточных районов применяют две схемы подачи воды. При первой схеме воду забирают из-под русловых скважин и подают непосредственно в магистральный водовод. В процессе фильтрации через пласты (инфильтрационный водозабор) эта вода очищается и нет необходимости в дополнительной очистке ее.
При второй схеме вода поступает самотеком из открытых водоемов на станцию I подъема, откуда ее подают на станции очистки воды. Очищенная вода забирается станцией II подъема и подается в магистральный водовод. По магистральным водоводам вода поступает на кустовые насосные станции (КНС), откуда по нагнетательным скважинам закачивается в пласт.
Главное условие, которому должна отвечать вода, закачиваемая в пласт, — она не должна снижать проницаемость заводняемых пластов и вызывать коррозию оборудования и трубопроводов при перекачке и нагнетании ее в пласт. Согласно существующим нормам, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содержать взвешенных частиц не более 2 и железа — не более 0,3 мг/л.
Станции очистки воды оснащены смесителями, осветлителями, фильтрами и резервуарами чистой воды, которые предназначены для приготовления раствора коагулянта из глинозема (сернокислого алюминия), вызывающего коагулирование механических взвесей в воде при добавлении его в воду. В растворные баки насыпают глинозем, заливают воду и в течение нескольких часов перемешивают воздухом от вакуум-насосов. Смесь отстаивается несколько часов. Затем полученный раствор перекачивают в дозаторные баки, откуда он самотеком поступает в определенной дозе в смесители. Смесители (две конусообразные емкости) представляют собой промежуточное звено, в котором происходит равномерное распределение реагента в воде. Раствор коагулянта в смесители поступает сверху, а вода — снизу, т. е. навстречу потоку, вследствие чего происходит бурное перемешивание.
Осветлители предназначены для основной очистки воды от механических взвешенных частиц. Вода в них подается по центральной трубе, расходится по радиальным трубам в днище и, проходя через решетчатые листы, равномерно поднимается вверх. Взвешенные частицы в результате коагуляции удерживаются в воде на определенной высоте и служат фильтром, задерживающим взвеси, которые время от времени проваливаются в карманы люка. В осветлителях вода очищается от механических взвесей на 95%. Поднимаясь вверх, вода переливается через борта в желоба и самотеком поступает в фильтры.
В фильтрах происходит окончательная очистка воды. Фильтры представляют собой бетонные емкости, на дне которых лежит двухфракционный слой песка толщиной около 80 см. Вода, проходя через слой песка, по винипластовым трубам самотеком поступает в резервуары чистой воды.
Водозаборные скважины в системе ППД являются источниками подачи воды и разделяются на сифонные и насосные. Водозаборные скважины сифонного типа обычно расположены вдоль реки в нескольких десятках метров друг от друга. Каждая скважина оборудована каркасно-стержневым фильтром с гравийной засыпкой. Высота фильтра — несколько метров, диаметр до 300 м. На устье скважины предусмотрены штуцер для подключения контрольно-измерительных приборов и задвижка, размещенная в железобетонном колодце диаметром 1,5 м. Скважины соединены несколькими сифонными водоводами, присоединенными к вакуумкотлам, расположенным в помещении насосной станции I подъема.
Водозаборные скважины с индивидуальным насосным оборудованием сооружают в тех случаях, когда водоносные пласты залегают ниже поверхности земли более чем на 8 м и поэтому сифоном невозможно поднять воду из скважины или требуется большое заглубление насосной станции, скважин и коллекторов. Скважины оборудованы индивидуальными насосами, развивающими напор от 10 до 50 м. На месторождениях Башкирии и Татарии применяют вертикальные центробежные насосы АТН-10 и горизонтальные—6 НДВ.
Насосные станции I подъема предназначены для забора воды от источников водоснабжения. Если прием осуществляется от инфильтрационного сифонного водозабора, станцию размещают в здании, заглубленном на несколько метров. Оборудование станции состоит из трех или четырех центробежных насосов АЯП или НДВ с подачей 300—400 м3/ч и напором 300—500 м, двух вакуум-насосов и двух вакуумкотлов, к которым присоединены сифонные водоводы.
Вода сначала поступает в вакуумкотлы и оттуда откачивается центробежными насосами в систему магистральных водоводов. Привод насосов — двигатели ДАМСО мощностью 500 кВт. Два водокольцевых вакуум-насоса с подачей 1,5—2 м3/мин обеспечивают вакуум до 83%. Насосы работают от короткозамкнутых асинхронных электродвигателей мощностью 15—30 кВт.
Если поступление воды осуществляется самотеком из закрытого бассейна, на насосной станции I подъема устанавливают три насоса типа НД (два рабочих, один — резервный) с подачей 225 л/с и напором 30 м. Насосы приводятся в действие электродвигателями ДАМСО мощностью 115 кВт. Вследствие того что самотеком приемный коллектор станции не полностью заполняется водой, для запуска
центробежных насосов установлены два вакуум-насоса с подачей 20 м3/ч и двигатель мощностью 20 кВт. Установлены также насос с подачей 72 м3/ч и двигатель мощностью 1,7 кВт для откачки из амбара воды, которая набирается в результате утечек на станция.
Насосные станции II подъема являются промежуточными перекачивающими объектами. Обычно они однотипны и отличаются тем, что одни находятся полностью под заливом, другие — частично. В насосной станции II подъема устанавливают до четырех насосов (один из них резервный) с подачей 1000 м3/ч и напором 194 м. В качестве привода используют двигатель ДПП мощностью 465 кВт.
Кустовые насосные станции (КНС) являются основным технологическим объектом системы заводнения. Каждая КИС состоит из машинного зала, в котором расположены насосные агрегаты с обвязкой и арматурой, камеры напорного коллектора, где установлен а распределительная гребенка, находящаяся под высоким давлением;
помещений распределительного устройства напряжением 6 кВ и обслуживающего персонала; аппаратной с размещенными в ней приборами управления насосными агрегатами; открытой подстанции напряжением 35/6 кВ, монтируемой независимо от самой КНС.
Как правило, в соответствии с подачей насосов (Qн=3600 м3/сут) и средней приемистостью скважин (Qc==450 м3/сут) один насос обслуживает до восьми скважин.
Нагнетательная скважина предназначена для закачки воды в пласт. Конструктивно она представляет собой колонну обсадных труб, в которую опущены лифтовые трубы. Через них закачивают воду в пласт.
Требования к автоматизации в телемеханизации систем ППД определяются ее ролью в технологических процессах нефтегазодобывающего предприятия и особенностями устройства и функционирования объектов ППД. К числу таких особенностей следует отнести:
1) водоводы обслуживают первоочередные и неотложные потребности нефтедобычи и пожаротушения, вследствие чего должна быть обеспечена высокая надежность бесперебойной работы объектов системы; 2) перерывы в подаче воды могут привести к прекращению приемистости скважин; 3) режим работы системы зависит от качества исходной воды, в то же время технологический процесс очистки воды сравнительно сложен; 4) технологические объекты системы ППД рассредоточены на больших площадях и в ряде случаев находятся на больших расстояниях от основных нефтепромысловых и населенных пунктов; 5) все объекты ППД взаимосвязаны через перекачиваемую воду, поэтому необходима координация их работы, контроль и управление с одного центра.
На основе анализа требований к объектам системы ППД и условий их эксплуатации, а также в соответствии с «Основными положениями по обустройству и автоматизации объектов нефтедобывающей промышленности» предусматривается автоматизация: станций I и II подъемов, водозаборных и сифонных скважин, станций очистки и кустовых насосных станций.
Автоматизация и телемеханизация объектов ППД должны обеспечить надежную работу при отсутствии оперативного обслуживающего персонала. С этой целью схемой автоматизации должны быть предусмотрены автоматическая защита оборудования от аварийных режимов, автоматическое включение резервного оборудования в случае аварийного отключения основного, централизованное дистанционное управление насосными агрегатами с управляемыми задвижками, сигнализация на диспетчерский пункт (ДП) об исполнении команд, аварийных ситуаций и передача измерительной информации.
Схемой автоматизации должна быть предусмотрена возможность перехода с дистанционного на местное управление.