Оборудование для замера продукции скважин

АГЗУ их типы, технические характеристики.

Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины но наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б».

Примеры модификации установок первого типа: «Спутник А-16-14/400», «Спутник А- 25 -10/1500», «Спутник А-40-14/400».

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см², на которое рассчитана установка, вторая - число подключенных к групповой установке скважин, третья - наибольший измеряемый дебит в м³/сут.

«Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока, КИП и автоматики.

Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки «Спутник А»

Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ‑1М, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 направляется в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3.

Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м³) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1 [8].

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения.

В установке «Спутник А» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчиков ТОР-1.

Аварийная блокировка скважин в установке происходит при давлении в общем коллекторе выше допустимого. В этом случае датчик давления ДД, установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан КСП-4, давление в системе гидравлического управления отсекателей ОКГ-З и ОКГ-4 падает, и они перекрывают трубопроводы 2 и 4.

Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе ПСМ-1 и выкидных линиях и к остановке скважин: фонтанных - за счет отсекателей, установленных на выкиде; механизированных - за счет отключения электропривода.

На установках типа «Спутник Б» принцип измерения продукции скважин тот же. Примеры обозначения их модификаций: «Спутник Б-40-14/400», «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 не обводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА‑СП‑40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др.

Рис. XI. 4. Принци­пиальная схема установок Спутник-А и Спутник А-40.

1 — многоходовой переключатель сква­жин ПСМ-1М; 2 — блок местной авто­матики (БМА); 3, 4 — отсекатели кол­лекторов; 5, 5а — соответственно элект­ропривод и гидрав­лический привод; 6 — гидроциклонный се­паратор; 7 — заслон­ка; 8 — турбинный счетчик; 9 — электро­контактный мано­метр; 10 — регулятор уровня; // — сборный коллектор; 12 — замерная линия; 13 — силовой цилиндр; 14 — каретка переключателя.

Спутники-А выпускаются на максималь­ную производительность скважины по жидкости 400 т/сут при вязкости жидкости не более 80 мм²/с = 80-10-^вм²/с (80 сСт). Общая производительность установки по га­зу 200 000 м³/сут.

При указанных выше параметрах паспорт­ная погрешность измерения дебита жидко­сти Спутником-А колеблется в пределах ±2,5%.

Габаритные размеры замерно-переклю-чающего блока 3200 X 6000 X 2780 мм, БМА — 2200 X 3000 X 2680 мм. Масса замерно-переключающего блока 8000 кг, БМА — 2000 кг.

Блоки Спутников-А, как отмечалось вы­ше, могут быть обогреваемыми и поэтому они рассчитаны для применения на нефтя­ных месторождениях Западной Сибири и Коми АССР.

К недостаткам Спутника-А следует от­нести невозможность раздельного сбора чистой и обводненной нефти и невысокую точность измерения расхода жидкости при больших дебитах скважин расходомером турбинного типа вследствие плохой сепара­ции газа от нефти в гидроциклонном сепа­раторе и попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

Спутник-В предназначен для тех же це­лей, что и Спутник-А, однако работает он на совершенно другом принципе. Расход жидкости в Спутнике-В определяется с помощью взвешивания ее в тарированной емкости.

Схема Спутника-В, разработанного Гроз­ненским филиалом ВНИИКАНефтегаз, при­ведена на рис. XI. 5.

Измерение продукции скважин с помощью Спутника-В проводится следующим об­разом.

Нефтегазовая смесь от скважины подает­ся в распределительную батарею / и далее через трехходовой клапан 4 может направ­ляться или в линию 5 для измерения рас­хода жидкости и газа в сепараторе 10 или в линию 6, общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Как обвод­ненные, так и безводные скважины пере­ключаются на замер автоматически через определенное время при помощи БМА и трехходовых клапанов 4. Количество жидко­сти, попавшей в сепаратор 10, измеряется при помощч. оттарированной емкости 14, гамма-датчиков 9, подающих сигнал об уровнях жидкости на БМА, и плоской отта­рированной пружины 15. Дебит жидкости определяется путем измерения веса жидко­сти, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этой жидкости.

Рис. XI. 5. Принципиальная схема установки Спутник-В.

/—распределительная батарея; 2— емкость улавливанияшаров; 3— штуцеры; 4 — трехходовые клапа­ны; 5 —за мерная линия; 6 — трехходовые краны; 7—коллектор обводненной нефти; 8 — коллектор безводной нефти; 9 — гамма-датчики нижнего и верхнего уровня жидкости; 10 — сепаратор; // — диа­фрагма; 13 — заслонка; 13 — сифон; 14 — тарированная емкость; 15 — тарированная пружина; 16 - равнопроходные задвижки.

Недостатком Спутника-В является огра­ниченная возможность применения его для измерения дебитов парафинистой нефти, так как отложения парафина в тарированной емкости 14 влияют на результаты измере­ния вследствие изменения веса измеряе­мой жидкости.

Спутником-Б40, разработанным Октябрь­ским филиалом ВНИИКАНефтегаз, можно измерять раздельно дебиты обводненных а необводненных скважин. Для этого посту­пают следующим образом. Если, например, две скважины т (рис. XI. 6) обводнялись, а остальные 12 скважин, подключенных к Спутнику-Б40, подают чистую нефть, то прикрывают вручную специальные обратные клапаны 1 и продукцию обводненных сква­жин через задвижки 2 направляют в 150-мм коллектор 16, а из него — в сборный кол­лектор 3 для обводненной нефти. Продук­ция скважин, подающих чистую нефть, на­правляется в емкость многоходового пере­ключателя скважин ПСМ, из которой она поступает в 150-мм коллектор 16а и далее в сборный коллектор необводненной нефги 13. Для предотвращения смешения обвод­ненной и необводненной нефти установле­ны задвижки 14 и 15; последняя всегда находится в закрытом состоянии, а задвиж­ка 14 — открыта.

Жидкость из скважины, подключенной на замер, направляется из ПСМ в головку гидроциклонного сепаратора 4, в котором газ отделяется от жидкости. На выходе га­за из гидроциклонного сепаратора установ­лен регулятор перепада давления 5, кото­рый поддерживает постоянный перепад между сепаратором, 100-мм газовым кол­лектором и турбинным счетчиком газа 5а типа АГАТ-1. Технические данные счетчи­ка АГАТ-1 приведены в табл. XI. 2.

Постоянный перепад давления передается золотниковым механизмам 6 и 6а, от кото­рых также отводится постоянный перепад давления на поршневой клапан 9. Изме­рение дебита жидкости подключенной на замер скважины проводится следующим образом.

Когда поплавок 7 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника 6, в результате чего повышенное давление от регулятора 5 передается на правую часть поршневого клапана 9 и прикрывает его. При этом пре­кращается подача жидкости, турбинный расходомер 8 не работает, уровень жидко­сти в сепараторе повышается. Как только он достигает крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажимает на выступ золотника 6а, повы­шенное давление от регулятора 5 дейст­вует на левую часть поршневого клапана д и открывает его. Турбинный расходомер 5 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения обводненности нефти на Спутнике-Б40 имеется влагомер 10. После влагомера жидкость направляется в 75-мм коллектор, в который подается также после предварительного замера газ на смешение с жидкостью. Вся продукция подключаемых на замер скважин поступает в коллектор обводненной нефти, поэтому задвижка 12 всегда находится в открытом, а задвижка // в закрытом состоянии.

Время накопления жидкости в сепараторе и количество импульсных пропусков жидкости через турбинный расходомер за время замера зависят от дебита скважины, однако расход жидкости через расходомер от дебита не зависит. Такой метод повышает точность и расширяет пределы измерения.