Система учета и измерения

СУ продукции скважин с использованием:

Система учета продукции скважин с использованием циклонного мультифазного анализатора

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ

Состав и компоновка ССМ

Компактный циклонный мультифазный анализатор (MФА) фактически является трехфазным расходомером. В качестве примера непрерывного покомпонентного учета продукции скважин (куста скважин) приводим использование циклонного мультифазного анализатора (трехфазного расходомера) фирмы Phase Dynamics. Принцип действия мультифазного анализатора (МФА) заключается в разделении газожидкостной смеси на газовую и жидкостную компоненты, которые затем измеряются соответствующими расходомерами. После измерений газ и жидкость снова объединяются в общий поток. На рис. 1 изображены состав и компоновка одного из возможных вариантов конфигурации МФА: Поток из скважины (I) подается в циклонный сепаратор, где происходит его разделение на газ и жидкость.

Для поддержания оптимальных рабочих условий в сепараторе (постоянных значений уровня жидкости и давления газа) и минимальной потери давления в установке используются регулирующие клапаны с пневматическим или электрическим приводом, которыми управляет ПИД-регулятор. Отделенный газ поступает через верхнюю часть сепаратора в газовую ветвь системы, где измеряется газовым расходомером. Водо-нефтяная эмульсия поступает в жидкостную ветвь системы через нижнюю часть сепаратора. Здесь происходит измерение содержания воды в эмульсии с использованием полнодиапазонного (0 -100%) влагомера Phase Dynamics, а затем -определение массового расхода эмульсии с помощью кориолисового массомера Micro Motion. На выходе из жидкостной и газовой ветви водо-нефтяная эмульсия и газ объединяются и подаются на выход системы (II).

Технические характеристики

Компактный циклонный мультифазный анализатор

Рабочие характеристики MФА - пропускная способность по жидкости и газу, плотность, вязкость жидкости и т.п. - определяются рабочими характеристиками составных частей системы, такими как емкость циклонного сепаратора, рабочие диапазоны газового и жидкостного расходомеров и т.п. Фактически МФА каждый раз специально конструируется под технические требования Заказчика, определяемые параметрами скважин (суточный дебит по жидкости, газовый фактор, обводненность, рабочее давление, температура и вязкость жидкости, содержание в жидкости серы и массовых примесей) и условиями эксплуатации анализатора.

Различные конфигурации MФА позволяют производить пофазовый учет продукции скважин с суточным дебитом от 100 до 1600 м3 по жидкости, газовый фактор при этом может быть любым.

Учет продукции нефтяных и газоконденсатных скважин является сложной задачей. При коммерческом учете необходимо обеспечить непрерывный учет продукции. Создан математический аппарат, который позволит вычислить массу чистого конденсата, используя информацию с датчиков и данные лабораторних анализов.

ИТЦ «Новые технологии» имеет возможность создать систему коммерческого учета продукции и провести ее метрологическую аттестацию.

Эксплуатационные характеристики
Возможный диаметр входной и выходной трубы от 2 до 6 дюймов
Диапазон давлений от 0 до 100 атм.
Диапазон температур исследуемой смеси от 0 до +100°C
Температура установки от 0 до +55°C (возможен доп. обогреватель)
Диапазоны измерений
Доля водной фракции 0 – 100%
Объемная доля газа 0 – 100%
Расходы жидкости и газа Зависят от установленных расходомеров в соответствии с условиями процесса
Максимальные ошибки измерений
Доля жидкости 5 %
Доля газа 5 %
Доля водной фракции от 3 до 5 %

 

Система учета продукции скважин с использованием тензовесовой установки

Тензовесовая установка (ТВУ) представляет собой две горизонтальные емкости (аппарата). ТВУ укомплектована электрозадвижками в количестве 8 шт. и работает постоянно в автоматизированном импульсном режиме: одна емкость наполняется и взвешивается, а вторая опорожняется и наоборот.

Система учета продукции скважин

Продукция через открытую задвижку Ез-1 поступает в Е-1/1 (наполнение аппарата). Газ сбрасывается через открытую задвижку Ез-3. При достижении в Е-1/1 максимальной массы продукции (масса полного аппарата) задвижки входа продукции Ез-1 и выхода газа Ез-3 автоматически закрываются. При этом одновременно открываются задвижки Ез-5 входа продукции и Ез-7 выхода газа в емкости Е-1/2 (задвижки Ез-8 и Ез-6 находятся в положении “закрыто”) и начинается процесс наполнения емкости Е-1/2.

Одновременно при достижении в Е-1/1 максимальной массы продукции подается звуковой и световой сигнал оператору о заполнении емкости Е-1/1 и запрос к оператору о начале слива продукции. При подтверждении запроса автоматически открываются задвижки Ез-4 слива продукции и Ез-2 газа передавливания. После достижения в емкости Е-1/1 минимальной массы продукции задвижки Ез-4, Ез-2 закрываются, то есть все электроприводные задвижки емкости Е-1/1 находятся в положении “закрыто”. Емкость Е-1/1 находится в ожидании наполнения емкости Е-1/2.

При достижении в Е-1/2 максимальной массы продукции (масса полного аппарата) задвижки входа продукции Ез-5 и выхода газа Ез-7 автоматически закрываются. При этом одновременно открываются задвижки Ез-1 входа продукции и Ез-3 выхода газа в емкости Е-1/1 (задвижки Ез-4 и Ез-2 находятся в положении “закрыто”) и начинается процесс наполнения емкости Е-1/1.

Одновременно при достижении в Е-1/2 максимальной массы продукции подается звуковой и световой сигнал оператору о заполнении емкости Е-1/2 и запрос к оператору о начале слива продукции. При подтверждении запроса автоматически открываются задвижки Ез-8 слива продукции и Ез-6 газа передавливания. После достижения в емкости Е-1/2 минимальной массы продукции задвижки Ез-8, Ез-6 закрываются, то есть все электроприводные задвижки емкости Е-1/2 находятся в положении “закрыто”. Емкость Е-1/2 находится в ожидании наполнения емкости Е-1/1.

Далее процесс циклически повторяется.

Система учета продукции (нефть, нефтепродукты) в резервуарных парках

Система учета продукции в резервуарных парках предназначена для решения задач контроля, защиты, сигнализации и управления технологическими процессами по приемке, хранению и откачке продукции в резервуарах.

Система учета продукции в резервуарных парках

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

  • Местное и дистанционное измерение уровня, средней температуры и плотности продукции в каждом резервуаре, визуализация этих уровней на АРМ диспетчера.
  • Расчет и визуализация на АРМ диспетчера следующих параметров:
      • Объема и массы в каждом резервуаре
      • Суммарного объема и массы в резервуарном парке
      • Абсолютного времени наполнения – опустошения резервуара
      • Герметичности каждого резервуара
  • Сигнализация предупредительных и аварийных уровней слива продукции в каждом резервуаре
  • Отображение состояния (открыта-закрыта, открывается-закрывается или авария) электроприводных задвижок наполнения, опустошения и групповых задвижек.
  • Дистанционное (с АРМ оператора) и местное (с постов управления возле задвижек) управления задвижками и насосами перекачки.
  • Контроль состояния датчиков пожара.
  • Автоматический запуск системи пожаротушения.
  • Дистанционный контроль степени загрязненности фильтров через измерение перепада давления на каждой группе фильтров. Отображение информации на АРМ оператора.

 

Система функционирует непрерывно круглосуточно как в автоматическом, так и в диалоговом режиме.

Система учета продукции

В автоматическом режиме функционирует отображение и накопление данных реального времени, ведение баланса и формирование отчетов.

В диалоговом режиме с помощью интерфейса могут быть вызваны следующие функции:

  • просмотр всех необходимых отчетов;
  • выходная информация в системе учета может представляться в виде баз данных, видеограм, документов, а также в виде файлов, которые выдаются в другие подсистемы.

Информация с контроллера подсистемы по интерфейсу RS485 поступает на станцию промышленного исполнения АРМ диспетчера.

В состав АРМ диспетчера входит система обработки информации, которая обеспечивает выполнение следующих функций:

  • визуализацию мнемосхем технологического процесса, согласованных со службами эксплуатации Заказчика;
  • измерение, отображение и архивирование необходимых значений технологических параметров;
  • визуализацию мгновенных данных в виде графиков (тренды);
  • ведение журнала реестрации тривог и событий системы (алармы);
  • автоматическое формирование и печать разнличных форм отчетности, согласованных со службами эксплуатации Заказчика (отчеты);
  • расчет необходимых параметров по заданным алгоритмам и формулам.

Система измерения количества и показателей качества нефти

Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН) предназначена для измерения массы нетто нефти, технологических и качественных параметров нефти, а также для отображения (индикации) и регистрации результатов измерений.

В этом разделе дается перечень работ, состав технологического оборудования, средств КИП и А, необходимых для создания СИКН

Для создания СИКН предлагается использовать:

  • массовые расходомеры;
  • интеллектуальные датчики температуры и термометры;
  • датчики избыточного давления и манометры;
  • фильтры сетчатые с быстросъемной крышкой;
  • задвижки клиновые (или краны шаровые) в качестве запорной арматуры;
  • вычислители расхода;
  • программное обеспечение АРМ оператора СИКН разрабатывается специалистами нашей организации.

Перечень работ и оборудования системы измерения количества и показателей качества нефти приведены в Таблице 1 - 2. Функциональная схема узла учета сырой нефти, приведенная на рис.1, включает в себя:

  • блок фильтров (БФ);
  • смеситель - диспергатор (СМ);
  • блок контроля качества (БКК);
  • блок измерительных линий (БИЛ);
  • узел для подключения трубопоршневой установки (ТПУ);
  • блок обработки информации (БОИ);
  • систему обработки информации (СОИ).

В соответствии с рекомендациями блок фильтров должен включать в себя не менее двух, параллельно работающих, фильтров: рабочий и резервный, что позволяет отключить любой из них для очистки без нарушения режима работы узла учета строй нефти (УУСН). На каждом фильтре устанавливается преобразователь дифференциального давления для контроля засорения фильтрующих элементов. Предусматривается запорная арматура (4 задвижки), с помощью которых каждый фильтр отключается индивидуально.

В состав блока измерительных линий (БИЛ) входят:

  • входной и выходной коллекторы;
  • рабочие, резервная и контрольная линии;
  • запорная арматура;
  • система дренирования нефти.

СИКН

Блок измерительных линий (БИЛ) монтируется на рабочей раме и конструктивно состоит из трех измерительных линий (две рабочие и одна резервная), каждая из которых оснащена массовыми расходомерами (или турбинными преобразователями расхода), датчиками давления и температуры, манометрами и термометрами. На выходе каждой измерительной линии установлены запорная арматура с контролем протечек. Количество измерительных линий зависит от рабочего расхода и вязкости продукта и определяется на стадии проектных работ после получения задания на проектирование.

Блок контроля качества предлагается использовать в следующей комплектации:

  • автоматический и ручной пробоотборник нефти;
  • индикатор расхода;
  • плотномер;
  • влагомер сырой нефти;
  • щелевое пробозаборное устройство;
  • манометр и датчик давления с выходным токовым сигналом;
  • термометр и датчик температуры с выходным токовым сигналом;
  • индикатор расхода жикости через БКК;
  • регулятор расхода жидкости;
  • запорная арматура для подключения устройства определения свободного газа.

В отличии от узлов учета товарной нефти в УУСН предусмотрен смеситель - диспергатор, назначение которого приготовить из водонефтяного потока гомогенную (однородную) смесь.

Для компенсации тепловых потерь при перекачке рабочего продукта возможно применение системы обогрева труб на основе нагревательных кабелей. В этом случае вся трубная обвязка СИКН покрывается теплоизоляцией с наружной оболочкой из алюминия.

 

Таблица 1. Перечень работ, необходимых для создания системы измерения количества и показателей качества нефти

п/п

Наименование работ Наименование документов, которые представляются

1

1.1. Обследование объекта и разработка ТЗ на СИКН.

1.2. Согласование ТЗ с Заказчиком.

Техническое задание
2
2.1 Разработка рабочего проекта. Рабочий проект СИКН
3
3.1 Метрологическая экспертиза проекта. Экспертное заключение
4
4.1. Разработка проекта верхнего уровня СИКН. Проект верхнего уровня
5
5.1. Разработка программного обеспечения АРМ оператора. Программное обеспечение
6
6.1. Разработка и выпуск проекта методики выполнения (МВИ) измерения массы продукта с использованием СИКН. Проект методики выполнения измерений
7
7.1. Метрологическая экспертиза и аттестация МВИ в органах Госстандарта. Атестованная методика выполнения измерений
8
8.1. Разработка и выпуск инструкции по эксплуатации СИКН. Инструкция по эксплуатации СИКН
9
9.1. Шеф-монтажные работы по СИКН. Акты окончания шеф - монтажных работ
10

10.1. Пуско - наладочные работы оборудования КИП и А

10.2. Пуско - наладочные работы оборудования СОИ

Акты окончания

пуско - наладочных работ

11
11.1. Проведение предварительных испытаний и опытно – промышленная эксплуатация СИКН. Акты окончания опытно-промышленной эксплуатации
12
12.1. Поверка средств измерительной техники (СИТ), входящих в состав СИКН. Свидетельста о поверке СИТ
13
13.1. Обучение эксплуатационного персонала работе на СИКН. Акты о проведении обучения
14
14.1. Разработка методики поверки СИКН. Методика поверки СИКН
15
15.1. Проведение приемочных испытаний и введение СИКН в промышленную эксплуатацию. Протоколы приемочных испытаний, акт сдачи СИКН в промышленную эксплуатацию

Ориентировочный срок выполнения всех видов работ по созданию системы измерения количества и показателей качества нефти составляет 5 - 6 месяцев (после поступления денежных средств на приобретение оборудования).

Функциональная схемаузла учета сырой нефти

 

Таблица 2. Перечень оборудования cистемы обработки информации (СОИ)

п/п

Наименование оборудования
1 Вычислитель расхода OMNI-6000 (контроллер Mitsubishi, Honeywell или другой)
2 Шкаф автоматизации RITTAL 19” 2000x600x600 (комплект)
3 Модуль искробезопасности MTL 7000
4 Модули защиты от перенапряжений (молниезащиты) SVP-101-024
5 Scada-система Сitect v.5.42 75 Point Full – License (или Master Scada)
6 Компьютер Pentium 4 с монитором 17” TFT
7 Принтер HP LaserJet 1200
8 Принтер Epson LX-300+
9 Источник бесперебойного питания APC 1000 ВА on-line (с доп. батареей) 19”
10 Монтажные принадлежности

Состав и стоимость работ и оборудования может изменяться в зависимости от объемов работ, конкретных требований и пожеланий Заказчика и окончательно определяется при заключении договора.

ПЕРЕЧЕНЬ РАБОТ, ВЫПОЛНЕННЫХ НАШИМ ПРЕДПРИЯТИЕМ ПО СОЗДАНИЮ СИСТЕМ УЧЕТА ПРОДУКЦИИ

В период с 1999г. по 2006 г. ИТЦ «Новые технологии» были проведены следующие работы:

  • по проектированию и строительству УУН(К):

ЗАО СП «ПЕРМТОТИНЕФТЬ» УУН(К) ГЗСНУ «ГАРЮШКИ»

ЗАО «РТК» УУН(К) ДНС «АРЯЖ»

ЗАО «РТК» УУН(К) ДНС «СЕВЕРОКАЧИНСК»

ЗАО «РТК» УУН(К) ТХУ «КОЯНОВО»

ООО «АМКОМИ» ПСП «ЛЕМЬЮ»

  • по проектированию и строительству коммерческих узлов учета ШФЛУ в

ОАО «СИБУР-ТЮМЕНЬ»:

узел коммерческого учета ШФЛУ для Муравленковского ППГ

узел коммерческого учета ШФЛУ для Губкинского ГПК

  • по реконструкции на технологических объектах ОАО «Укрнефть»:

Узел №75 Ахтырское НГДУ

Узел №296 Черниговское НГДУ

Узел №303 Полтавское НГДУ

  • создание автоматизированных систем измерения количества и показателей качества нефти, газа и воды (оперативный учет) на УПСВ-1,2,3 в НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ»
  • ОАО «ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ».