рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

Автоматизация группового замера дебита скважин

Автоматизация группового замера дебита скважин - раздел Транспорт, Автоматизация технологических процессов   Автоматизированный Замер Дебита Куста Нефтяных Скважин Осущес...

 

Автоматизированный замер дебита куста нефтяных скважин осуществляется на групповой измерительной установке «Спутник» (рис. 83), которая имеет несколько модификаций.

К кусту нефтедобывающих скважин эта установка подключается через систему трубопроводов 1, соединенных с переключателем скважин многоходовым (ПСМ). Этот переключатель через переключающее устройство 3 подключает одну из скважин к измерительному сепаратору 5, а остальные скважины куста через сливную полость 2 соединяются с общим коллектором 12. Управляемые задвижки 4 регулируют потоки в измерительной и сливной магистралях. Отсекатели 11 и 13 (обратные клапаны) предназначены для аварийного перекрытия коллектора и измерительной магистрали при аварийной ситуации, прежде чем сработают управляемые задвижки 4.

Измерительный сепаратор состоит из герметичной емкости 5, в которую через верхний патрубок 6 поступает газонефтеводяная смесь. В верхней части емкости расположен газовый патрубок 7, связанный с газовым клапаном 9, который управляется положением поплавкового регулятора 8. Нижний выходной патрубок емкости 5 соединен с расходомером 10.

 
 

При нижнем положении поплавка регулятора 8 клапан 9 открыт, поэтому газовая фракция из поступающей смеси свободно перетекает через него в общий коллектор 12. При этом внутри емкости 5 давление газа поддерживается на минимальном уровне, в результате чего жидкая фракция смеси свободно заполняет ее внутреннюю полость, уровень этой жидкости повышается до верхней отметки.

 

Рис. 83. Функциональная схема установки «Спутник»

 

Когда этот уровень достигнет верхней отметки, газовый клапан закрывается регулятором 8, в результате этого давление газа во внутренней полости емкости 5 повышается до предельного уровня. Под действием давления жидкая фракция вытесняется через нижний патрубок и расходомер в общий коллектор 12. Этот процесс продолжается до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет нижней отметки. Если это произойдет, то газовый клапан 9 снова открывается и процесс наполнения емкости возобновляется.

Подключение конкретной скважины к измерительному сепаратору осуществляется через ПСМ (рис. 84).

Этот переключатель патрубками 11 соединяется с трубопроводами устьевой обвязки каждой скважины куста. В свою очередь, эти патрубки радиально расположены в цилиндрическом корпусе переключателя, во внутренней полости которого помещается полый изогнутый патрубок 9, жестко соединенный с поворотным механизмом переключателя. Этот механизм состоит из кулачкового храповика 7, жестко посаженного на поворотном валу, на котором свободно вращается шестерня 8. Эта шестерня с одной стороны имеет связь с храповиком 7 через его зубчатую нарезку, а с другой стороны эта шестерня через зубчатую рейку связана со штоком 5 поршня гидроцилиндра 4. Во внутреннюю полость гидроцилиндра подается рабочая жидкость от насосной установки 3. На поворотном валу также жестко закреплены два кулачковых диска 1 и 2, с помощью которых импульсно замыкаются контакты К1 и К2, предназначенные для автоматического управления ориентацией переключателя

 
 

на конкретную скважину.

 

Рис. 84. Функциональная схема переключателя скважин многоходового (ПСМ)

При включении насоса 3 рабочая жидкость подается в гидроцилиндр 4, поршень которого, сжимая пружину 12, перемещает шток 5. Зубчатая нарезка (зубчатая рейка) на его конце входит в зацепление с шестерней 8. На торцевой поверхности этой шестерни имеются зубья с упорной косозубой нарезкой, которые входят в упорный контакт с подобными зубьями храповика 7. В результате этого при перемещении штока гидроцилиндра храповик вместе с шестерней поворачивается. Храповик 7 жестко связан с поворотным валом, одновременно являющимся осью поворота изогнутого патрубка 9.

При совместном повороте этой системы изогнутый патрубок при конечном положении поршня в гидроцилиндре устанавливается напротив отверстия очередного радиального входного патрубка 11. В этом случае устье очередной скважины через патрубки 11 и 10 соединяется с измерительным сепаратором. Все остальные радиальные патрубки, соединенные со скважинами, в это время сливают поступающую смесь в общий коллектор через патрубок 13.

При подключении очередной скважины к измерительному сепаратору один из кулачков диска 2 замыкает контакт К2, с помощью которого система автоматики регистрирует это подключение, а также считает количество последовательных поворотов. При замыкании контакта К2 привод насоса останавливается и поршень гидроцилиндра 4 пружиной 5 возвращается в исходное положение, при этом торцевые зубья шестерни 8 проскальзывают по зубьям храповика 7 в обратном направлении, сжимая при этом пружину 6. При обратном движении поршня изогнутый патрубок 9 остается неподвижным совместно с храповиком.

Полный оборот изогнутого поворотного патрубка 9 фиксируется замыканием контакта К1, которое обеспечивается единственным кулачком диска 1.

Подключение скважин к измерительному сепаратору может быть последовательным или целенаправленным. Каждый из этих процессов управления автоматически выполняется по отдельному алгоритму.

Управление работой групповой измерительной установки осуществляется автоматизированной системой (рис. 85).

 

Рис. 85. Структура системы автоматизированного управления работой групповой измерительной установки

 

На верхнем информационном уровне этой системы расположен компьютер оператора, связанный через информационную сеть с функциональными элементами нижележащих уровней. На уровне управления (нижний уровень) в этой системе расположен ПЛК локального типа, процессор CPU которого связан по системной шине ISA с портами и модулями расширения.

На самом нижнем (полевом) уровне расположены датчики и исполнительные устройства, подключенные к соответствующим портам модулей расширения. К модулю дискретного ввода подключены датчик положения газового клапана, датчик верхнего уровня жидкости в измерительном сепараторе, датчики К1 и К2 переключателя скважин, кнопка К3 и кнопки

I1 − I12, с помощью которых производится постановка на замер конкретной скважины.

К модулю импульсного ввода подключают импульсный датчик, предназначенный для замера расхода жидкой фракции смеси. Включение гидронасоса и задвижек на общем коллекторе и на линии замера производится с выхода порта дискретного выхода.

Работа микропроцессорной системы управления процессом замера дебита скважин происходит по алгоритму, представленному на рис. 86.

 

 
 

 


Рис. 86. Структура алгоритма управления автоматизированной групповой

замерной установкой

 

Алгоритм начинается с пуска привода насоса сигналом модуля дискретного вывода. В результате этого поршень гидроцилиндра 4 ПСМ начинает поворачивать храповик с изогнутым патрубком. Вместе с этим патрубком начинают вращаться и кулачковые диски 1 и 2, которые соответственно включают контакты датчиков К1 и К2. Алгоритмом последовательно проверяются их срабатывания.

При срабатывании датчика К1 завершается полный оборот патрубка переключателя, поэтому счетчик переключений должен быть обнулен.

Дальнейшим ходом алгоритма проверяется положение датчика К2, который срабатывает только тогда, когда подвижный патрубок переключателя переместится на нужный угол поворота. При каждом срабатывании дискретного датчика К2 счетчик системы увеличивает свое содержание на единицу. После срабатывания счетчика на период возврата поршня гидроцилиндра в исходное положение необходимо отключить привод насоса и включить в работу таймер. Возврат поршня под действием пружины 12 происходит в течение работы таймера.

Последовательность дальнейших операций определяется выбором соответствующей подпрограммы. Этот выбор зависит от состояния тумблера (датчика) К3, т.е. от выбора режима замера.

Операции по замеру дебита скважины могут выполняться двояко: последовательным подключением скважин на замер и произвольным подключением одной из них по выбору оператора. Если переключатель К3 включен, то скважины подключаются по выбору оператора, при этом алгоритм выполняет подпрограмму I, в противном случае скважины на замер подключаются последовательно и алгоритм выполняет только подпрограмму Q.

Подпрограмма Q предназначена для непосредственного управления процессом замера дебита скважины. Структура этой подпрограммы показана на рис. 87.

 

 

Рис. 87. Структура алгоритма (подпрограммы) замера дебита скважины

 

Алгоритм этой подпрограммы начинается с циклического опроса состояния газового клапана. Пока этот клапан открыт (ГК=0), жидкая фракция, поступающая во внутреннюю полость сепаратора, постепенно заполняет ее до уровня верхней отметки. При достижении этого уровня происходит закрытие газового клапана, в результате этого давление во внутренней полости сепаратора начинает повышаться и жидкая фракция вытесняется в коллектор.

Процесс вытеснения жидкой фракции продолжается вплоть до открытия газового клапана, которое наступает в момент достижения жидкостью уровня нижней отметки во внутренней полости сепаратора. При выталкивании в коллектор жидкая фракция проходит через датчик расхода, сигнал которого подается к модулю аналогового входа. Одновременно по алгоритму вычисляется расход этой фракции как произведение вытесняемого в общий коллектор ее объема и времени этого вытеснения.

Подпрограмма I предназначена для управления процессом выбора номера скважины, которую оператору нужно поставить на замер дебита. Структура этой подпрограммы показана на рис. 88.

Переход к этой подпрограмме осуществляется включением оператором тумблера К3, подключенного к модулю дискретного ввода и регистрирующего вызов скважины с заданным номером для подключения на замер. Одновременно оператор включает тумблер (с I1 по In) той скважины, которую необходимо перевести на режим замера дебита.

 

Рис. 88. Структура алгоритма (подпрограммы) замера дебита скважины по

выбору оператора

 

Подпрограмма I первоначально опрашивает содержание счетчика и сравнивает его с номером той скважины, которую поставил соответствующим тумблером оператор на замер. Это сравнение идет в пределах от I1 до In. При совпадении содержания счетчика с номером выбранной скважины происходит переход к подпрограмме Q, а затем и выход в основную программу.

 

 

– Конец работы –

Эта тема принадлежит разделу:

Автоматизация технологических процессов

Государственное образовательное учреждение.. высшего профессионального образования Пермский государственный технический университет..

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Автоматизация группового замера дебита скважин

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Все темы данного раздела:

ЗАДАЧИ АВТОМАТИЗАЦИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
  Автоматизация технологических процессов предполагает решение следующих задач по управлению технологическими процессами: 1. Автоматическую сигнализацию о состоянии объекта у

ТРЕБОВАНИЯ К СИСТМАМ АВТОМАТИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОЦЕССОВ ГОРНЫХ РАБОТ
Системы автоматизациитехнологических процессов в горнодобывающей промышленности должны довлетврять следующим требованиям. 1. Режим работы системы автоматического управления должен соответс

ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ АВТОМАТИКИ
  4.1. Элементы процесса управления   Автоматизация любого процесса всегда связана с управлением этим процессом с помощью воздействия определенных средств на

ЭЛЕМЕПНТЫ ТЕОРИИ РАБОТЫ ДИСКРЕТНЫХ АВОМАТОВ
Большинство систем автоматического управления в своем составе имеют элементы, которые работают в режиме «включено-выключено» по сигналам поступающим от соответствующих датчиков. Такие систем

Структура микропроцессорных систем
  Несмотря на разное конструктивное исполнение, все микропроцессорные системы автоматического управления имеют общую внутреннюю структуру (рис. 14). Основой любой микропроцес

Структура микропроцессора
  Микропроцессор (рис. 15) состоит из следующих структурных блоков: ─ внутренней шины; ─ регистров общего назначения; ─ арифметико-логичес

Принцип работы микропроцессора при обработке команд
  Перед началом работы микропроцессора в его программный счетчик автоматически заносится адрес первой команды программы управления работой микропроцессорной системы. Этот адрес

Принцип работы микропроцессора при обработке цифровых сигналов
  Обработка цифровых сигналов производится в арифметико-логическом устройстве микропроцессора. Это устройство может обрабатывать одновременно два цифровых сигнала. Для этой цел

Параллельные порты микропроцессорных систем
  Программируемый параллельный интерфейс (ППИ) (адаптер параллельной связи) служит для связи микропроцессора с дискретными или аналоговыми объектами, в качестве которых могут быть дат

Программируемый таймер
Программируемый таймер (ПТ) в микропроцессорных системах применяется для управления объектами в функции времени. Как правило, в микропроцессорных системах эти устройства применяются для обработки и

Последовательные порты микропроцессорных систем
  Обмен информацией в параллельном коде через параллельные порты (интерфейсы) может быть успешно осуществлен только внутри микропроцессорной системы. Обмен информацией между микропроц

Программируемые контроллеры
  Микропроцессоры являются не только основой персональных ЭВМ, но и на их основе стали развиваться специальные управляющие устройства, которые получили название контроллеров. Контролл

Структура распределенной системы управления.
  В течение многих лет системы управления строились по централизованному типу, в котором имелось одно мощное управляющее вычислительное устройство со связью с объектами и огромное кол

Программное обеспечение распределенной системы управления
  Успешному внедрению промышленных логических контроллеров (ПЛК) способствовало появление программного обеспечения, получившего совместно с ПЛК название SCADA-система. Для этих систем

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ПЕРЕДВИЖКИ РИЗАБОЙНОЙ КРПИ
  Передвижная призабойная крепь (рис. 40.) служит для временного поддержания призабойного пространства лавы на период выемки полосы полезного ископаемого. В процессе выемки полезного

Автоматизации работы проходческих комбайнов
9.1.1. Требования к системам автоматизации проходческих комбайнов Системы автоматического управления работой проходческих комбайнов должны обеспечивать: 1. Автоматическое поддержа

Автоматизации проходческих работ буровзрывным способом
  Процесс проведения горных выработок буровзрывным способом состоит из нескольких операций таких как: · обуривание забоя в соответствии с паспортом бурения шпуров; ·

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА КОНВЕЙЕРНОГО ТРАСПОРТА
    В соответствии с технологией транспортировки полезного ископаемого конвейерным транспортом по шахтным выработкам шахтные конвейеры делятся на: · Стационарны

АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕЛЬСОВОГО ТАНСПОРТА
  Транспортировка грузов по подземным шахтным выработкам может выполняться не только конвейерами, но и рельсовым транспортом с электровозной тягой. При этом системы автоматизации долж

В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Автоматизация производственных процессов в нефтяной и газовой промышленности призвана обеспечить рост производительности труда, сокращение оперативного персонала при обслуживании технологического о

Автоматизация процесса бурения нефтяных или газовых скважин
  Бурение скважин является трудоемким и капиталоемким, но необходимым процессом, без выполнения которого невозможна разведка и вскрытие нефтяных и газовых месторождений. Эффективность

Регулирование параметров при бурении нефтяных или газовых скважин
  Основной задачей системы автоматизации при бурении скважин является автоматическое регулирование независимых параметров, к которым относятся частота вращения долота, оптимальная осе

Микропроцессорная система управления процессом бурения нефтяных или газовых скважин
  Использование микропроцессорных систем для управления процессом бурения позволило не только успешно решить проблему эффективного регулирования технологического процесса бурения сква

Автоматизация процесса добычи и первичной подготовки нефти
  После вскрытия бурением скважин нефтеносных горизонтов и их обустройства оборудованием, необходимым для добычи нефти, начинается сам процесс добычи этой нефти. Добыча нефти

Автоматизация технологического процесса первичной сепарации нефти
  Технология первичной сепарации нефти (рис. 89) складывается из процесса ее подогрева до заданной температуры в печи 1 с последующим разделением ее на три фракции: нефть, газ

Автоматизация работы дожимной насосной станции
  Дожимная насосная станция (рис. 92) после первичной сепарации нефти обеспечивает ее переток к установкам дальнейшего технологического цикла и поддержание там необходимого давления.

Автоматизация работы газоперекачивающей станции
    В технологическом процессе работы газоперекачивающей станции используются турбокомпрессорные установки с приводом от газотурбинного двигателя. Технологическая схема

Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • Популярное
  • Облако тегов
  • Здесь
  • Временно
  • Пусто
Теги