Узел учета нефти на ДНС

Количество добываемой нефти, газа и воды по каждой скважине в отдельности по месторождению в целом определяют необходимое количество и типоразмер оборудования, установленного на ДНС, и режимы его работы.

Работа эксплуатационных скважин оценивается по следующим критериям:

1) производительность скважин по нефти, газу и воде;

2) равномерность подачи (или на пульсирующем режиме);

3) темп обводненности нефти и увеличение газового фактора месторождения.

Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по месторождению имеет важное значение для техники и технологии сбора и подготовки нефти.

В настоящее время разработаны и широко используются автоматические устройства по замеру продукции.

Для коммерческого учета товарной нефти используется узел учета нефти «Спутник».

Установка «Спутник Б» предназначена для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На нем установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, также автоматически при помощи турбинного расходомера измеряется количество выделившегося из нефти свободного газа.

Турбинный расходомер жидкости (ТОР 1-50) предназначен для измерения жидкости вязкостью не более 80 сСт, а также обеспечивают местный отсчет показаний. Расходомеры ТОР 1-50 состоят из двух частей: турбинного счетчика жидкости и блока питания. Технологическая схема замерной установки «Спутник Б-40-24» представлена на рис. 4.2.

Объектами контроля и автоматизации на ДНС являются: площадка технологического оборудования; узел учета нефти; площадка печей; площадка узла задвижек; площадка отстойников; площадка дренажной емкости; площадка насосов внешней перекачки; реагентное хозяйство; блочная котельная; топливное хозяйство дизельной электростанции и т.д.

Для сепараторов предусматривается: местное и дистанционное измерение температуры и давления; измерение и регулирование уровня жидкости с сигнализацией аварийных и рабочих параметров.

Для газосепараторов ГС предусматривается: местное и дистанционное измерение температуры и давления; измерение и регулирование уровня жидкости с сигнализацией аварийных и рабочих параметров; управление шаровым краном по уровню в газосепараторе; сигнализация аварийных и рабочих параметров уровня конденсата. На площадке также предусматривается измерение и регулирование расхода горячей нефти, подаваемой в сепараторы.

Подогреватели поставляются комплектно с унифицированной системой автоматизации, предназначенной для контроля и управления технологическим процессом.

Система должна обеспечивать: сбор и отображение информации о параметрах технологического процесса; сбор и отображение информации о параметрах технологического оборудования; возможность автоматического и ручного управления технологическим процессом; автоматическое поддержание заданных значений технологических параметров.

Рис. 4.2. Технологическая схема установки «Спутник Б-40-24»:

1-обратные клапана; 2-задвижки; 3-переключатель скважин многоходовой; 4-роторный переключатель скважин; 5-замерная линия; 6-общая линия; 7-отсекатели; 8-коллектор обводненной нефти; 9 и 12-задвижки закрытые; 10 и 11-задвижки закрытые; 13-гидроциклонный сепаратор; 14-регулятор перепада давления; 15- расходомер газа; 16-золотник; 17-поплавок; 18-расходомер жидкости; 19-поршневой клапан; 20-влагомер; 21-гидропривод; 22-электродвигатель; 23-сборный коллектор; m-выкидные линии от скважин