2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

регистрация (каждый час) информации о среднечасовых

иитоговых параметрах по каждому контролируемому газопроводу и хранение этой информации в энергонезависимой памяти в течение не менее 2 месяцев;

аварийное сохранение информации о текущих параметрах при отключении питания;

запись сохраняемой информации с помощью встроенного дисковода блока БКТ.М;

передача информации на верхний уровень при помощи стандартного интерфейса RS232, RS485;

самодиагностика и тестирование блоков и узлов, входящих в состав счетчика СВГ.М.

6.2.6. Установка «АСМА»

Установки массоизмерительные для малодебитных скважин «АСМА» (рис. 6.33) и их модификации (в дальнейшем по тексту – установки), предназначены для определения суточных дебитов жидкости, газаи обводненностипутёмизмерениямассыжидкости(нефтеводогазовойсмеси) иобъёмапопутногогазанефтяныхскважин.

Установка состоит из технологического и аппаратурного блоков с воздушным зазором между блоками не менее 50 мм.

Установки изготавливаются трех вариантов:

–АСМА-Т-03 – транспортабельные, на шасси автомобиля Урал 4320;

–АСМА-Т-05 – транспортабельные, на шасси автоприцепа СЗАП-8357/011;

–АСМА-40-10 – стационарная.

Технологический блок представляет собой утеплённый блок-контейнер с размещённым в нём оборудованием для измерения суточных дебитов жидкости, влажности нефти и объёма попутного газа, а также приборами отопления, освещения.

Аппаратурный блок состоит из утеплённого блокаконтейнера с размещёнными в нём станцией управления «Кас- кад-09М» (для транспортабельных) или «Каскад-16М» (для стационарных), отоплением, освещением.

221

цикл измерения. По окончании цикла измерения (налив + слив) вычисляется масса «нетто» за цикл, определяется среднесуточное значение за каждый цикл измерения (время налива), определяется среднесуточное значение дебита скважины по жидкости с начала условных суток, а также определяются температура, давление, влажность. При необходимости делается поправка на периодичность работы режимной скважины.

Пульт оператора установки массоизмерительной типа «АСМА» (ПО) предназначен для контроля и управления технологическими процессами и оборудованием установки и реализует следующие функции:

–обмен данными со станциями управления «КАСКАД»;

–отображение информации о технологическом процессе

исостоянии оборудования в виде графической мнемосхемы, отчетов и экранных форм;

–редактирование уставок по измеряемым и контролируемым параметрам;

–хранение уставок, измеряемых и контролируемых параметров в базе данных;

–проведение поверок.

На передвижных установках в зависимости от параметров контролируемой среды устанавливаются гибкие металлические рукава или соединители шарнирные, поэтому прикладывается опросный лист для заказа установки. На стационарных установках для перехода между скважинами используют ПСМ.

6.2.7. Блочная индивидуальная установка сепарации БИУС-40-50

Установки БИУС 40-50 (рис. 6.34) предназначены для определения количества жидкости и контроля за технологическими режимами нефтяных скважин. Измерение жидкости осуществляется счетчиком ТОР. Данный метод измерения называется объемный. Установка БИУС 40-50 состоит из технологического блока и блока малой автоматики (блок управления).

223

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в сепарационную емкость. В сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При достижении жидкостью определенного уровня поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку на газовой линии и давление в сепараторе начинает повышаться. В момент когда давление между сепаратором и выходным трубопроводом достигает определенного предела (до 0,12 МПа), клапан регулятора расхода открывается и жидкость под избыточным давлением попадает в общий трубопровод. Вследствие понижения давления газа в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается

Рис. 6.34. БИУС-40-50: I – линия потока нефти и газа; II – линия электросвязи; 1 – задвижка; 2 – выходной трубопровод; 3 – регулятор расхода; 4 – регулятор давления; 5 – счетчик ТОР; 6 – сетка; 7 – сепаратор; 8 – предохранительный клапан; 9 – заслонка; 10 – диафрагма; 11 – газовая линия; 12 – поплавок; 13 – обогреватель; 14 – рабочий коллектор; 15 – задвижка;

16 – счетчики расхода; 17 – вентилятор

224

и вновь происходит накопление жидкости. Накопившаяся в сепарационной емкости жидкость проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР, затем направляется в общий трубопровод. Устройство регулирования расхода (заслонка и клапан регулятора расхода) в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебита скважин с малой погрешностью. Если заслонка и клапан регулятора расхода закрыты, а уровень жидкости в сепараторе высокий, то в данном случае идет дополнительное накопление жидкости и создается избыточное давление внутри сепаратора. Если заслонка закрыта, а клапан регулятора расхода открыт (при условии, что уровень жидкости в сепараторе высокий), жидкость под воздействием избыточного давления внутри сепаратора пропускается через счетчики ТОР. При понижении уровня жидкости заслонка начинает открываться и пропускать накопившийся газ в общий коллектор. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий: дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения и других условий.

6.2.8. Влагомеры

Поточные влагомеры нефти предназначены для измерения содержания воды в нефти и нефтепродуктах в объемных долях в автоматическом режиме. Влагомер используется в составе блока контроля качества нефти и нефтепродуктов, а также для контроля влагосодержания в нефти в процессе ее подготовки (рис. 6.35).

Измеряемая среда – нефть и нефтепродукты, сдаваемые нефтегазодобывающими предприятиями, транспортируемые потребителям и поставляемые нефтеперерабатывающим предприятиям организациями нефтепроводного транспорта.

Принцип действия влагомера основан на поглощении энергии микроволнового излучения водонефтяной эмульсией.

225

7. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ ЖИДКОСТИ И ГАЗА

7.1. Пробоотборник АПЭ-М

Пробоотборник предназначен для дистанционного отбора проб товарной нефти по ГОСТ 9965-76 по заданной программе, а также других неагрессивных жидкостей, перекачиваемых по трубопроводу при рабочем давлении до 6,3 МПа (рис. 7.1).

Функциональное назначение изделия – автоматический отбор пробы из трубопровода для определения качества перекачиваемой продукции аналитическим путем в лабораторных условиях. АПЭ-М: АПЭ – автоматический пробоотборник электронный; М – модернизированный.

Условия эксплуатации: температура окружающей среды от 5 до 40 °С; относительная влажность воздуха до 80 % при температуре 25 °С; атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа

(630–800 мм рт. ст.); по стойкости Рис. 7.1. Пробоотборник к механическим воздействиям шкаф

АПЭ-М

пробоотборника выполнен в виброус-

тойчивом исполнении по ГОСТ 12997-84; блок управления пробоотборником (БУП) устанавливается во невзрывоопасных помещениях операторной на щите КИП.

Массовая доля механических примесей, %, не более.....0,05;

227

Конструкция и принцип действия

Принцип действия пробоотборника основан на взятии отдельных доз жидкости, протекающей по трубопроводу и сборе их вспециальном бачке. Из отдельно взятых доз составляется общая средняя проба жидкости. Пробоотборник представляет собой комплект, состоящийиздвухосновныхчастей: шкафапробоотборника и БУП. Связь между ними осуществляется с помощью электрокабеля длиной не более 500 м. Шкаф пробоотборника состоит из шкафа, в который встроено устройство АПУ-1, бачка – для сбора пробы, штуцера – для подвода рабочей жидкости, штуцера – для отводарабочейжидкостииштуцерадлявводаэлектрокабеля.

7.2. Пробоотборник всасывающий поршневой ВПП-300

Пробоотборник предназначен для отбора проб из фонтанирующих и нефонтанирующих нефтяных, а также газовых и пьезометрических водяных скважин (рис. 7.2).

Рис. 7.2. Пробоотборник всасывающий поршневой ВПП-300: 1 – наконечник; 2 – камера балластная нижняя; 3 – сопротивление гидравлическое; 4 – поршень; 5 – шток; 6 – фильтр; 7 – форклапан; 8 – корпус клапана; 9 – поршень; 10 – камера приемная; 11 – переходник; 12 – камера масляная; 13 – камера балластная; 14 – игла запорная; 15 – головка; 17 – шток;

18 – клапан; 19 – пробка упорная; 20 – винт; 21 – пружина

228

7.3. Пробоотборник автоматический МАВИК-ГЖ

Пробоотборник МАВИК-ГЖ (рис. 7.3) предназначен для отбора пробы легкоиспаряющихся нефтепродуктов, сжиженных газов и газа (газопродукт), транспортируемых по трубопроводам

сдавлением от 0,2 до 6,3 МПа.

Всостав изделия входят: пробоотборник, состоящий из дозатора, клапана-манипулятора, электропривода ЭПВ-1 и микропереключателя МПВ-1; зонд пробоотборный; контейнер; блок программного управления БПУ-А.

229