Меню Рубрики

Установка переключателя скважин многоходового

Устройство и принцип действия АГЗУ «Спутник».

ГЗПУ (групповая замерная переключающаяся установка) – для производства замера дебита скважин и куста в целом и контроль за их работой. Состоит: корпус, трубная обвязка, гребенка, ПСМ, мерный газосепаратор, счетчик расхода ТОР-1 (турбинный объемный расходомер), регулятор расхода, запорная арматура, вытяжка, обогреватели.

ПСМ (переключатель скважин многоходовой) – для автоматического и ручного перевода потока добываемой из отдельной скважины жидкости в газосепаратор. Состоит из: корпуса с входными патрубками, расположенными ассиметрично в горизонтальной плоскости корпуса, переключающей каретки, расположенной в корпусе с возможностью вращения относительно оси корпуса и соединенной через вал и зубчатую гребенку с поршневым гидроприводом, углового выходного патрубка с системой уплотнений, установленного в каретке так, что при вращении каретки он последовательно сообщается со всеми входными патрубками и соответственно, последовательно направляет на отводящий трубопровод поток жидкости от каждой подключенной к ПСМ скважине.

Поток жидкости по трубопроводу направляется к двухкорпусному газосепаратору с поплавковым управляющим устройством. Разгазированная жидкость далее поступает на счетчик расхода ТОР.

ТОР-1 – для измерения объема жидкости выходящей из газосепаратора. Состоит из: углового подводящего патрубка и из цилиндрической проточной части с размещенной в ней крыльчаткой (турбиной), вал которой связан с понижающим шестеренчатым редуктором, вращающим магнитную муфту, которая в свою очередь за счет магнитных сил передает крутящий момент на внешний механический счетчик с указательной стрелкой и диском с двумя постоянными магнитами, которые при вращении диска замыкают контакты расположенного рядом с механическим счетчиком электромагнитного датчика и сигналы электромагнитного датчика регистрируются на блоке местной автоматики, а замеряемая жидкость проходящая по проточной части через отверстие выполненное ниже турбинки поступает в отводящий патрубок расположенный соосно с входной частью подводящего патрубка. ТОР-1 устанавливается вертикально и работает следующим образом: жидкость через подводящий патрубок поступает в проточную часть и вращает находящеюся там турбинку, а затем через имеющиеся в проточной части окна поступает в отводящий патрубок. Замеренная на ТОРе жидкость проходит через регулятор расхода и далее соединяясь с газом в основной коллектор.

Назначение АГЗУ.

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник» предназначены для автоматического измерения дебита жидкости добывающих скважин, осуществления контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод — «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

Установки изготавливаются следующих базовых модификаций:

  • Спутник AM 40-8-400
  • Спутник AM 40-10-400
  • Спутник AM 40-14-400
  • Спутник Б 40-14-400

Установки «Спутник Б40-14-400» дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов. Установки дополнительно могут при наличии счетчика газа АГАТ-1 измерять количество отсепарированного газа, а при наличии влагомера определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин.

Рассмотрим маркировку АГЗУ на примере установки «Спутник AM 40-8-400»:

40 — максимальное рабочее давление, в кгс/см 2 .

8 — количество подключаемых скважин.

400 -максимальный измеряемый дебит скважины по жидкости в м 3 /сут.

источник

Замеры добычи нефти на групповой замерной установке

Общие сведения

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.

Устройство и принцип работы

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.

Читайте также:  Установка датчиков влажности древесины

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Приемка в эксплуатацию

При приемке установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра:

  • сборочные единицы;
  • сварные соединения;
  • планировку площадки;
  • правильность оформления актов гидравлических испытаний, испытаний электропроводок и сопротивления заземления;
  • кабельного журнала и акта на скрытые работы.

Пуск установки в эксплуатацию осуществлять квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду на производство работ.

Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах.

· Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Установка может работать в трех режимах:

  1. через сепаратор на ручном режиме;
  2. через сепаратор на автоматическом управлении;
  3. через обводной трубопровод (байпасную линию).

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо:

  • закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.
  • открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,
  • закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

  • закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)
  • открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.
  • закрыть задвижки второго ряда (19)
  • производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ

снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

Читайте также:  Установка коуша для стальных канатов

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

  • открыть задвижку (24)
  • открыть задвижки второго ряда (19)
  • закрыть задвижки первого ряда (18)
  • установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами
  • закрыть задвижку (23)
  • стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан
  • установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

  • произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).
  • включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ. Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.
  • поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА
  • замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.
  • открыть задвижки первого ряда (18)
  • открыть задвижки (28,22,23)
  • закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.
  • открыть краны под манометрами.
  • задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки:

  • при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня;
  • проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики);
  • проверка герметичности наружных фланцев;
  • проверка герметичности технологического оборудования;
  • проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов;
  • средств автоматики;
  • проверка давления в сепараторе;
  • проверка предохранительного клапана;
  • проверка работы регулятора расхода и заслонки;
  • проверка фиксации каретки ПСМ;
  • слив грязи из замерного сепаратора;
  • уборка помещений от грязи;
  • один раз в три месяца;
  • проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров);
  • проверка контактов реле и магнитных пускателей;
  • проверка хода рейки ПСМ;
  • проверка хода и фиксации каретки ПСМ;
  • осмотр трущихся частей регулятора расхода;
  • проверка герметичности каретки ПСМ;
  • проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С( один раз в шесть месяцев);
  • проверка датчика положения ПСМ;
  • проверка работы ПСМ;
  • проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии);
  • осмотр уплотнений средств автоматики;

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №1

источник

Установка переключателя скважин многоходового

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разрушение призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), мерника и трубопроводной обвязки. Продукция скважины по выкидной линии поступает в газосепаратор, где газ отделяется от нефти, а затем нефть направляется в сборный коллектор или мерник для замера. Газ поступает в газосборную сеть. В мернике после отстоя вода и механические примеси осаждаются на дне и периодически удаляются через отвод. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Читайте также:  Установка и поверка счетчиков воды в королеве

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют замерный трап, который оборудован замерными стеклами и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Бароняна — Везирова состоит из замерного трапа, распределительной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция скважины направляется вгазосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на сепарацию. Количество нефти замеряют при помощи замерных стекол, монтируемых на газосепараторе, а количество газа — приборами на газовой линии после сепаратора. Продукция остальных скважин при этом, минуя ГСЗУ, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка «Спутник-А» (рис. 5.1) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4 МПа (16 и 40 кг/см 2 ).

Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автоматизации (БМА).

Процесс работы установок заключается в следующем. Продукция скважин по выкидным линиям подается в многоходовой переключатель, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины.

Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через счетчик-расходомер в сборный коллектор. После этого уровень жидкости и нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.

В блоке местной автоматизации регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик-расходомер (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Параметры установок типа «Спутник» приведены в табл. 5.1.

Установка «Спутник-А» работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе (см. рис. 5.1).

Кроме установки «Спутник-А», применяются установки «Спутник — Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью прибора Дина — Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Параметры установок типа «Спутник»

Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда — на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходомерами ДП-430 и ДП-632. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливается лабораторным анализом.

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector