Установка для замера дебита скважин

В процессе разработки месторождения работа нефтяных скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде.

Измерение количества нефти, газа и воды по каждой сква­жине имеет важное значение как для техники и технологии сбо­ра и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулиро­вания процесса разработки месторождения.

Продукцию скважин можно измерять по-разному. Наиболее простыми и вместе с тем точными способами измерения расхо­да нефти и воды являются объемный и массовый.

Объемный способ дает удовлетворительные результа­ты, когда измеряют дебит однофазной жидкости (нефть, вода, газ), массовый же способ используется при измерении де­бита нефтегазовых смесей, поскольку газ ввиду малой массы почти не влияет на точность измерения.

При самотечной системе сбора нефти продукцию скважин измеряли объемным способом операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающих из скважины в ин­дивидуальную сепарационно-замерную установку, измерялось или в замерном трапе, или в открытом мернике. Продукцию скважины в мернике замеряли рейкой с делениями или при по­мощи уровнемерных стекол, установленных на мерниках.

Для определения дебитов скважин по изменению уровней нефти и воды в мернике необходимо знать так называемую цену деления мерника, которая определяется по формуле

Зная обводненность нефти, определяют дебит скважины по нефти и по воде.

С внедрением герметизированной системы сбора продукции скважины описанный способ измерения дебита стал невозмо­жен. Для замера дебита нефтяных скважин при герметизиро­ванных схемах сбора нефти и газа внедрено множество различ­ных замерных установок, у которых имеется один общий при­знак-они рассчитаны на подключение группы нефтяных сква­жин, поэтому эти установки получили название групповых замерных установок.

В качестве примера групповых замерных установок рассмот­рим принцип работы установки типа АГМ-3, которая приме­няется в составе системы сбора нефти и газа Бароняна — Везирова. Она позволяет осуществлять автоматическое программное подключение скважин к замерному сепаратору и раздельно из­мерять дебит скважины по нефти и воде. Результаты измерения дебитов передаются на диспетчерский пункт. Предусмотрены телесигнализация на диспетчерский пункт и телеуправление с диспетчерского пункта.

Основными элементами установки АГМ-3 (рис 10) являют­ся пневматические трехходовые клапаны 3, осуществляющие подключение скважин к измерительному сепаратору 10 (их чис­ло соответствует числу скважин, подключаемых к данной груп­повой установке); сепаратор 10 для измерения продукции сква­жины раздельно по нефти и воде, пневматический распредели­тельный блок электропитания 6, датчики нижнего 17 и верхнего аварийного 8 уровней жидкости в сепараторе, клапан с мемб­ранным приводом для слива жидкости из сепаратора На дис­петчерском пункте (ДП) установки монтируются пульт управ­ления 13 и регистратор дебита 14.

Принцип действия установки заключается в следующем Продукция от скважин по выкидным линиям 2 подходит к груп­повой установке и попадает в общий коллектор 1. По команде с диспетчерского пункта или с помощью программного устрой­ства один из распределительных клапанов 3 отключает соответ­ствующую скважину от общего коллектора и направляет ее продукцию к измерительному сепаратору 10. После окончания измерения жидкость из сепаратора через клапан 16 сливается в общий коллектор. Время подключения скважины к сепарато­ру, время измерения, опорожнения сепаратора и последователь­ность измерения устанавливаются с помощью программного

Рис. 10. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки АГМ-3

устройства. Газ для пневматического распределителя 4 отби­рается из сепаратора, проходит фильтр 7 и регулятор дав­ления 5.

По прошествии заданного программным устройством време­ни с помощью перечисленных устройств происходит отключение скважины от измерительного сепаратора и перевод потока жидкости в общий коллектор. При этом автоматически вклю­чается телевизионное устройство 9ис помощью датчиков уров­ня начинается процесс измерения уровней нефти и воды в се­параторе.

В сепараторе вмонтирована труба // из немагнитного мате­риала, в которую на тросике 15 опускается индикатор датчика уровня. Вдоль трубы, прослеживая уровни нефти и воды, пере­мещаются два поплавка 12 с встроенными в них постоянными магнитами. Масса поплавков подобрана таким образом, что один из них (нижний) всегда плавает на разделе нефть-вода, а другой (верхний)-на поверхности нефти. Номера скважины фиксируются на диспетчерском пункте в регистрирующем уст­ройстве.

После окончания измерения уровней и слива жидкости из сепаратора к нему подключается следующая скважина и т. д.

Для условий эксплуатации высокодебитных месторождений объединением «Грознефть» была разработана автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-2000-64, рассчитанная на подключение пяти скважин с дебитами от 160 до 2000 т/сут и на работу при давлении 6,4 МПа.

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ ЗАМЕРНЫЕ ГРУППОВЫЕ УСТАНОВКИ ТИПА «СПУТНИК»

При проектировании обустройства нефтяных месторождение необходимо учитывать их специфические условия, что, однако,, приводит к большому разнообразию и разнотипности как схем сбора нефти и газа, так и элементов этих схем. Это затрудняет заводское изготовление оборудования с максимальным исклю­чением монтажных работ на нефтяном месторождении. В связи с этим было принято решение об упорядочении схем сбора неф­ти и газа с максимальным применением блочного оборудования заводского изготовления.

Недостатки ранее разработанных установок были устранены в блочных автоматизированных замерных установках типа «Спутник». В настоящее время имеются следующие типы уста­новок: «Спутник-А», «Спутник-Б», «Спутник-В». В разработке находятся другие модификации, при этом «Спутник-А» является базовой конструкцией этой серии блочных автоматизированных замерных установок.

Блочная автоматизированная замерная установка типа «Спутник-А» предназначена для автоматического измерения де­бита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа и для контроля за их работой.

Установки «Спутник-А» рассчитаны на рабочее давление 1,6,. 2,5 и 4 МПа, на дебиты скважин до 400 и до 1500 м^3/сут, число подключаемых к установке скважин от 10 до 24,на об­щую пропускную способность до 4000 и до 10000 м^3/сут Существуют три модификации этих установок: «Спутник-А-16-14/400», «Спутник-А-25-10/1500», «Спутник-А-40-14/400». В указанном шифре первая цифра обозначает рабочее давление, на которое рассчитана установка, вторая - число подключенных к установ­ке скважин, третья — наибольший измеряемый дебит (в м3/сут) Конструктивное исполнение этих установок в виде закрытых блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их в районах с суровыми климатическими условиями (они рассчитаны на ра­боту при температуре окружающей среды от —55 до 50 °С).

Установка типа «Спутник» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока КИП и А. Оба блока монтируются на специальных рамных основаниях для возможности транспор­тирования железнодорожным, автомобильным и водным транс­портом. Замерно-переключающий блок установки «Спутник-А» состоит из переключателя скважин многоходового ПСМ, гид­равлического привода ГП, отсекателя коллекторов ОКГ или КПР замерного гидроциклонного сепаратора с механическим регулятором уровня, турбинного счетчика ТОР, вентилятора,

Рис. 11.Технологическая схема уста­новки«Спутник»:

1 — обратные клапаны; 2 — задвижка; 3 — переключатель скважин многоходовой (ПСМ); 4 — роторный переключатель сква­жин; 5 — общая линия; 6— замерная линия; 7 — отсекатели потока; 8—коллек­тор обводненной нефти; 9, 12 — задвиж­ки закрытые; 10, 11 — задвижки открытые; 13 — гидроциклонный сепаратор; 14 — рас­ходомер газа; 15 — регулятор перепада давления; 16, 16 а — золотники; 17 — дат­чик уровнемера поплавкового типа; 18 — расходомер жидкости ТОР-1; 19 — поршне­вой клапан; 20 — влагомер; 21 — гидро­привод; 22 — электродвигатель; 23 — сборный коллектор; т — выкидные линии от скважин; БМА — блок местной авто­матики

Рис. 12. Объемный расходомер типа ТОР:

1 — патрубок корпуса; 2 — обтекатель; 3— магнитоиндукционный датчик; 4 — отра­жатель; 5 — понижающий редуктор; 6 — станина; 7 — муфта съема показаний; 8 — механический счетчик; 9 — диск; 10 — магнитная муфта; 11 — лопатка крыль­чатки; 12 — крышка; 13 — регистратор

соединительных трубопроводов и запорной арматуры. В щито­вом помещении блока КИП и А размещаются блок местной ав­томатики БМА-30, состоящий из блока управления и силового блока, блок питания счетчика ТОР, два электрических нагре­вателя.

Принцип действия. Жидкость любой скважины, постав­ленной на замер, направляется в многоходовой переключатель скважин (ПСМ) 4, а затем — в гидроциклонный сепаратор 13 (рис. 11). На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 15, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 14. Постоянный пере­пад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а на поршневой клапан 19.

Количество жидкости по каждой скважине измеряется сле­дующим образом. Когда датчик поплавкового уровнемера 17 находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка по­плавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника 16, в результате чего повышенное давление от регулятора 15 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикры­вает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходо­мер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только он достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от ре­гулятора 15 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его. Начинается течение жидкости в системе, и тур­бинный расходомер отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводненности нефти на «Спут­нике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Турбинные расходомеры типа ТОР, устанавливаемые на «Спутниках» предназначаются для измерения жидкости вязкостью не более 80-10^-5

вают как местный отсчет показаний, так и передачу показаний при помощи электромагнитного датчика на БМА. Расходомер (рис. 12) работает по принципу турбинного преобразователя. Число оборотов крыльчатки прямо пропорционально количеству прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки пе­редается через понижающий редуктор на механический счетчик со стрелочной шкалой (цена деления 0,005 м^3).О дновременно выдается электрический сигнал, который регистрируется в бло­ке регистрации.

Диапазон измерения колеблется от 3 до 30 м^.⁴' аспортная погрешность измерения при расходе от 3 до 5 м^3/ч Р^авна - ^%, от 5 до 30 м³/^ч—+^2,5%.

Расход чистой нефти, прошедшей через ТОР, определяется автоматически как разность между показаниями ТОР и датчи­ка влагомера.

Из других модификаций автоматизированных блочных за­мерных установок на нефтяных месторождениях применяются «Спутник-Б», «Спутник-ВР» и «Спутник» с массовыми вибра­ционными расходомерами.

На установках «Спутник-Б» принцип измерения продукции скважин тот же, что на установках «Спутник-А», в то время как

на установке «Спутник-В» и более совершенной его модифика­ции «Спутник-ВР» используется массовый принцип измерения и в качестве переключающих устройств вместо ПСМ приме­няются трехходовые клапаны. В «Спутнике» с массовыми виб­рационными расходомерами, в отличие от остальных автома­тизированных блочных замерных установок, отсутствуют сепа-рационный узел и переключающее устройство и для измерения продукции каждой скважины используется принцип затухания свободных колебаний защемленной трубки, по которой проте­кает нефтегазовая смесь.

Установки «Спутник-Б» выпускаются в двух модификациях: «Спутник-Б-40-14/400» и «Спутник-Б-40-24/400». Первая моди­фикация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая — 24.

В отличие от «Спутника-А» в «Спутнике-Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и необводненнои продукции скважин, определение содержания воды в ней, изме­рение количества газа, отсепарированного в измерительном се­параторе, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

Для определения содержания воды на установках «Спут­ник-Б» используется комплекс приборов, состоящий из влаго­мера, расходомера типа ТОР и вторичной электронной аппара­туры. Для измерения количества газа в измерительном сепара­торе применяется расходомер типа «Агат», который одновремен­но с измерением расхода, давления и температуры осуществляет также приведение измеряемого объема газа к объему при нор­мальных условиях.

Подача химического реагента на установках типа «Спут­ник-Б» непосредственно в нефтегазосборный коллектор способ­ствует предотвращению образования стойких нефтяных эмуль­сий и соответственно снижает гидравлические сопротивления и улучшает условия работы установок подготовки нефти.

На установках типа «Спутник-В» и «Спутник-ВР» дебит скважины измеряется в вертикальном сепараторе по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса вибрацион-но-частотного типа. При этом регистрируется время заполнения измерительного сепаратора. По истечении одного цикла запол­нения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий коллектор, и цикл измерения повторяется. Данные по измере­нию дебита жидкости передаются в пересчетное устройство, и окончательные результаты измерений в единицах массы по­ступают в накопительное устройство телемеханики.

Установки «Спутник-В» и «Спутник-ВР» имеют ряд преиму­ществ по сравнению с установками «Спутник-А» и «Спутник-Б». Использование трехходовых переключающих клапанов вместо многоходовых позволяет легко разделять продукцию безводных и обводненных скважин. Измерение дебита в единицах массы точнее, к тому же не требуется пересчета объемных величин s массовые.

Принцип измерения продукции скважин, принятый на уста­новке «Спутник» с массовыми вибрационными расходомерами, позволяет отказаться на автоматизированных блочных замер­ных установках от монтажа громоздкого сепарационного узла и переключающего устройства со сложной обвязкой, что значи­тельно упрощает компоновку установки и повышает ее надеж­ность. Измерительное устройство на установке «Спутник» с мас­совыми вибрационными расходомерами работает следующим образом. На каждой выкидной линии от скважины распола­гается измерительная трубка с грузиком на конце. Один конец этой трубки защемлен, в нижней части трубки против грузика устанавливаются индуктивный датчик и электромагнит. При прохождении нефтегазовой смеси через трубку электромагнит сообщает концу ее с грузиком импульс возбуждения, в резуль­тате которого трубка совершает свободные затухающие колеба­ния. Измерение расхода нефтегазовой смеси сводится к опреде­лению коэффициента затухания свободных колебаний трубки, пропорциональному массовому расходу протекающей по ней нефтегазовой смеси.