Чухарева Н.В., Рудаченко А.В., Бархатов А.Ф., Федин Д.В. Транспорт скважинной продукции

Подождите немного. Документ загружается.

Рис. 3.8. Технологическая схема автоматизированной групповой замерная

установка типа «Спутник», метод определения дебита объемный [29]:

1 – переключатель скважин; 2 – обогреватель электрический; 3 – привод

гидравлический; 4 – клапан предохранительный; 5 – сепаратор замерный;

6 – регулятор расхода; 7 – счетчик жидкости турбинный ТОР 1-50; 8 – за-

слонка газовая; 9 – линия байпасная; 10 – манометр электроконтактный или

датчик давления и манометр показывающий; 11 – вентилятор;12 – коллек-

тор общий; 14 – газовый счетчик (по требованию потребителя)

; 15 – бак

для реагента; 16 – насос дозатор; 17 – клапан об

ратный Dy 80; 18 – за-

движки Dy 80; 19 – задвижки Dy 50 (на байпас); 20, 28, 29, 31 – задвижки Dy

50; 21- задвижка Dy 50 (кран шаровой Dy 50 ); 22 – задвижка Dy 80; 23, 24 –

задвижки Dy 100 или 150; 25 – задвижка ЗКС Dy 15; 26 – задвижка ЗКС Dy

25; 27 – манометры показывающие; 30 – обогреватель электрический

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установ-

ке, поступает в переключатель скважин. При помощи переключателя

продукция одной из скважин направляется в сепарационную емкость, а

продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В

сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости. Выде-

лившийся газ проходит через датчик расхода газа счетчика. Газ, изме-

ренный счетчиком, поступает в общий трубопровод.

Жидкость накапливается в сепараторе. Поплавок через систему

рычагов перекрыв

ает заслонку на газовой линии, и давление в сепара-

торе начинает повышаться. При достижении перепада давления между

сепаратором и выходным трубопроводом в пределах 0,08…0,12 МПа

клапан регулятора расхода открывается, и жидкость под избыточным

давлением выдавливается в общий трубопровод. При перепаде давления

в пределах 0,02…0,03 МПа клапан регулятора расхода закрывается.

При понижении уровня жидкости ниже половины диаметра нижней

емкости засл

онка начинает открываться и пропускать накопившийся газ

в общий коллектор. Вследствие понижения давления газа в сепараторе

клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление

жидкости. Накопившаяся в нижней части сепарационной емкости жид-

кость проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР, затем направ-

ляет

ся в общий трубопровод.

Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от

конкретных условий: дебита скважин, способов добычи, состояния раз-

работки месторождения и других условий [29].

В настоящее время для определения дебита скважин на современ-

ных автоматизированных групповых замерных установках применяют

счетчик типа «СКЖ» широко применяется как в составе новых группо-

вых замерных установок типа «Спутник» (рис. 3.9) вместо объёмного

расходомера, так и при модернизации

замерных установок. При исполь-

зовании счетчика «СКЖ» в составе «Спутник» появляется ряд дополни-

тельных преимуществ, например, сепаратор-мерник, находящийся в со-

ставе «Спутник» переходит в разряд только сепаратора. Отпадает необ-

ходимость в применении клапана-регулятора расхода и т. д.

Рис. 3.9. Автоматизированная групповая замерная установка типа

«Спутник» метод определения дебита массовый [30]:

1 – переключатель скважин многоходовый; 2 – гидропривод; 3 – манометр; 4

– фильтр; 5 – СКЖ; 6 – агрегат дозировочный; 7 – бак для химического реа-

гента

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установ-

ке, поступает в переключатель скважин многоходовой. При помощи пе-

реключателя скважин многоходового продукция одной из скважин на-

правляется в СКЖ, а продукция остальных скважин направляется в об-

щий трубопровод.

Счетчик СКЖ состоит из камерного преобразователя и блока вы-

числителя массы. Вычислитель массы выдает нормируемый импульс-

ный сигнал в блок управления, где происходит преобразование количе-

ства импульсов в единицу массы – килограмм.

Управление переключением скважин осуществля

ется блоком

управления по установленной программе или оператором. Крепление

переключателя скважин многоходового к трубопроводам выполнено

быстросъемными соединениями (с помощью двух полухомутов), что

позволяет провести быструю его замену при ремонте. В технологиче-

ский блок установки может быть введена установка дозирования хим-

реагента (насос дозатор и емкость) [30].

Комбинированный метод (рис. 3.10). Жидкость накапливается в

сепараторе, и при

определенном уровне, поплавок через систему рыча-

гов перекрывает заслонку на газовой линии, и давление в сепараторе

начинает повышаться. При достижении перепада давления между сепа-

ратором и выходным трубопроводом в пределах 0,8…0,12 МПа клапан

регулятора расхода открывается, и жидкость по

д избыточным давлени-

ем выдавливается в общий трубопровод. При перепаде давления в пре-

делах 0,02…0,03 МПа клапан регулятора расхода закрывается.

Накопившаяся в нижней части сепарационной емкости жидкость

проходит через турбинный счетчик жидкости ТОР, затем направляется

в общий трубопровод.

Рис. 3.10. Автоматизированная групповая замерная установка типа

«Спутник» метод определения дебита комбинированный [30]:

1 – переключатель скважин многоходовый; 2 – гидропривод; 3 – емкость се-

парационная; 4 – регулятор расхода; 5 – клапан предохранительный; 6 –

ТОР; 7 – заслонка; 8 – бак для химического реагента; 9 – агрегат дозировоч-

ный; 10 – манометр; 11 – задвижка с электроприводом или переключатель

потока; 12 – СКЖ

Устройство регулирования расхода в замерном сепараторе обеспе-

чивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с посто-

янной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком

диапазоне дебита скважин с малой погрешностью.

Порядок переключения измерительной линии на счетчик ТОР или

камерный преобразователь СКЖ осуществляется по установленной про-

грамме [30].

Помимо групповых замерных установок типа «Спутник» широко

применяются групповые замерные установки типа «Дельта» (рис. 3.11).

Групповые заме

рные установки типа «Дельта» предназначены для

непрерывного измерения количества жидкости (массовым методом) при

помощи счетчика СКЖ одновременно во всех подключенных скважи-

нах и оперативного контроля за работой нефтяных скважин по их деби-

ту [28].

Рис. 3.11. Групповая замерная установка типа «Дельта»

ОАО «Завод Нефтегазмаш» г. Саратов [28]

Установка измерительная «Мера-Массомер» (рис. 3.12) предна-

значена для автоматического измерения массовых расходов отсепари-

рованной жидкости (сырой нефти) и попутного свободного газа, добы-

ваемых из нефтяных скважин, с последующим определением месячного

покомпонентного дебита скважин в соответствии.

Установка состоит из блока технологического, блока контроля и

управления. Блок технологический предназначен для размещения, ук-

рытия и обеспечения нормальных условий работы технологического

оборудования и средств измерения установки. Блок контроля и управ-

ления предназначен для размещения, ук

рытия и создания нормальных

условий работы оборудования, обеспечивающего питание, контроль,

индикацию параметров и режимов, управление работой установки, пе-

редачу данных о результатах измерений на диспетчерский пункт нефтя-

ного промысла [28].

Рис. 3.12. Технологическая схема установки «МЕРА-Массомер»

ОАО «Завод Нефтегазмаш» г. Саратов [28]

В настоящее время на нефтяных месторождениях России дебит до-

бывающих скважин в основном замеряется на автоматизированных

групповых замерных установках типа «Спутник». Подобные установки

технически и морально устарели. Возникла необходимость применять в

системах сбора более совершенные замеряющие устройства, позволяю-

щие замерять три фазы: нефть, воду и газ. В состав трехкомпонентных

измерительных установок входят:

• «ОЗНА Импульс (рис. 3.13)»;

• «ОЗНА Массомер»;

• «ОЗНА Микрон»;

• Мера.

Рис. 3.13. Внешний вид «ОЗНА Импульс» [29]

Трехкомпонентная измерительная установка «ОЗНА-Импульс»

предназначена для:

• измерения массы и среднесуточного массового расхода сепариро-

ванной сырой нефти-водонефтяной смеси;

• измерения объема и среднесуточного объемного расхода свободно-

го нефтяного газа;

• определения массы и среднесуточного массового расхода сепари-

рованной безводной нефти.

Установки различаются количеством подключаемых скважин (от 1

до 14). Установки могут выпускаться с пропускной способностью по

жидкости: 400,750,1500,2000 т/сут.

Газоводонефтяная смесь от скважи

ны (или переключателя сква-

жин), пройдя входную задвижку, поступает в циклонную гильзу сепара-

тора, где она разделяется на жидкостную и газовую фазы. Газ, обогнув

обечайку циклонной гильзы, пройдя каплеотбойные пластины и гори

зонтальный газоосушитель, через трехходовой кран и выходную за-

движку уходит в коллектор. Жидкость, отделившись от газа, попадает в

накопитель жидкости и начинает заполнять ее. При этом жидкость не

может попасть ни в отстойник, ни в выходной трубопровод, так как

проходной кран закрыт, а запорный орган трехходового крана располо-

жен таким образом, что с выходным трубопроводом соединен отводя-

щий трубопровод газоосушителя, а трубопровод, отводящий жидкость

из сепаратора, отсечен от него. После достижения уровня жидкости

чувствительного элемента преобразователя гидростатического давления

столба жидкости сепаратора, пропорционально дальнейшему росту

уровня (массы) жидк

ости, начинает изменяться значение выходного

сигнала этого преобразователя. При достижении уровня кромки гори-

зонтального газоосушителя жидкость начинает переливаться в отстой-

ник. Признаком начала перелива (заполнения отстойника) является ста-

билизация значения выходного сигнала преобразователя сепаратора и,

несколько позже, начало изменения выходного сигнала такого же пре-

образователя, смонтированного на отстойнике жидкости. Признаком

конца заполнения отстойника является синхронизация изменения (при-

роста) зн

ачений выходного сигнала обоих преобразователей. После за-

полнения отстойника водонефтяной смесью запорный орган трехходо-

вого крана переходит в положение, при котором газоотводящий трубо-

провод отсекается, а жидкостной трубопровод соединяется с выходным

трубопроводом. При этом газ, накапливающийся в верхней части сепа-

ратора и в горизон

тальном газоосушителе, начинает выталкивать жид-

кость из накопителя сепаратора в выходной трубопровод, уровень ее

начинает снижаться, значения выходного сигнала обоих преобразовате-

лей синхронно уменьшаются.

После наступления момента стабилизации блок измерений и обра-

ботки информации производит последнее в данной серии измерение

плотности жидкости и последнее измерение среднесуточного объемного

расхода газа, после чего, ос

тавив трехходовой кран в прежнем положе-

нии, открывает проходной кран, и жидкость из отстойника выталкива-

ется газом совместно с остатками жидкости накопителя сепаратора. Ис-

пользуя последнее значение плотности жидкости, блок измерения и об-

работки информации определяет содержание воды в жидкости, средне-

суточный массовый расход нефти, вн

овь закрывает проходной кран и

начинает второй цикл заполнения отстойника жидкости [29].

Трехкомпонентные измеритель-

ные установки «ОЗНА-Массомер»

представлена на рис. 3.14.

«ОЗНА-Массомер» предназна-

чена:

• измерений массы и среднесуточ-

ного массового расхода сепари-

рованной сырой нефти-

водонефтяной смеси;

• измерений объема и среднесу-

точного объемного расхода сво-

бодного нефтяного газа;

• измерений массы и среднесуточ-

ного массового расхода сепари-

рованной безводной нефти.

Рис. 3.14. Внешний вид трехком-

понентной измерительной

установки «ОЗНА-Массомер» [29]

Принцип действия измерительного модуля технологического бло-

ка установок:

• с двумя расходомерами основывается на периодическом измерении

массового расхода (массы), плотности и температуры жидкости

и объемного расхода (объема), давления и температуры газа;

• с одним расходомером основывается на периодическом измерении

массового расхода, плотности и температуры жидкости и газа,

определении объемного расхода жидкости и га

за, измерении дав-

ления и температуры газа и определении расхода газа по разности

значений объемного расхода ГЖС и жидкости.

Значения среднесут

очного массового расхода нефти в обоих случа-

ях определяются как разность значений среднесуточного массового

расхода жидкости и пластовой воды. Значения среднесуточного массо-

вого расхода пластовой воды определяются как произведения среднесу-

точного м

ассового расхода жидкости и массовой доли пластовой воды в

этой жидкости. М

ассовая доля пластовой воды, в свою очередь, опреде-

ляется по соответствующему алгоритму, с учетом значений плотности

жидкости, измеренной расходомером, и значений плотности нефти и

пластовой воды, определенных лабораторным способом, или измеряет-

ся влагомером.

В измерительных модулях для измерений массы и массового рас-

хода сырой нефти используются кориолисовые массовые счетчики-

расходомеры различных фирм производителей. Для измерений объема и

объемного расхода газа используются кориолислвые массовые счетчи-

ки-расходомеры, а та

к же вихревые счетчики.

Внешний вид замерной установки «ОЗНА Микрон» представлен на

рис. 3.15. Технологическая схема представлена на рис. 3.16.

Рис. 3.15. Внешний вид замерной установки «ОЗНА Микрон» [29]

Рис. 3.16. Технологическая схема «ОЗНА Микрон» [29]

ГЖС поступает в сепаратор 1 и, пройдя двойной циклон, разделя-

ется на жидкость и газ. Отсепарированная жидкость накапливается в

нижней части сепарационной ёмкости, а газ, пройдя сквозь каплеотбой-

ники циклонной гильзы, через трубопровод и открытый кран 10 посту-

пает в коллектор.

При достижении уровня жидкости в ёмкости переливной воронки

газоотводящего трубопровода, котроллер станции управления, разме-

щённой в аппаратурном блоке, измеряет плотност

ь жидкости по пока-

заниям нижнего преобразователя гидростатического давления и закры-

вает кран 10. Если предполагается работа на скважинах с пониженным

газосодержанием или на пункте приёма-сдачи сырой нефти, то установ-

ка комплектуется двумя преобразователями гидростатического давле-