АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ БЛОЧНЫЕ ДОЖИМНЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ

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 Е-1 и Е-2, в которых поддерживается давление, равное 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газирован­ной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов Н-1 и Н-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 и 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 КСП-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 нефтенасосных 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 ДНС 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 дифманометр 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. Контрольные вопросы

1. Дайте характеристику нефтедобывающего предприятия как объекта авто­матического управления. Назовите главные принципы «Основных положений по обустройству и автоматизации нефтедобывающих предприятий».

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

3. Объясните принцип действия схемы автоматизации нефтяной скважины с электропогружным насосом.

4. Каково назначение схемы автоматизации нефтяной скважины, оборудо­ванной СКН?

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

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

6. Как устроена и работает групповая измерительная установка «Спут­ник- ВМР»?

7. Объясните схему автоматизации блочных сепарационных установок без откачки нефти типа СУ-2, с насосной откачкой — типа СУН и концевых блочных сепарационных установок.

8. Объясните принцип работы автоматизированной блочной установки для сепарации и предварительного обезвоживания нефти.

9. Каково назначение системы контроля и управления автоматизированных блочных дожимных станций (ДНС)?

10. Расскажите об обеспечении автоматического регулирования уровня н давления на ДНС.

Глава 19

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДГОТОВКИ И ОТКАЧКИ ТОВАРНОЙ НЕФТИ