Меню Рубрики

Установки измерения дебита скважины

Замер дебита скважин на автоматизированной ГЗУ

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.

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.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.

АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) 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 4,0 Мпа.

Установка состоит из двух блоков : замерно- переключающего и блока управления (БМА).

Замерно-переключающий блок содержит :

— многоходовый переключатель скважин (ПСМ);

— гидравлический привод ГП-1;

— замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;

— соединительные трубопроводы и запорную арматуру.

В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Процесс работы установок заключается в следующем .

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 160м3м3 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

1.25).
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.

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.

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.

Читайте также:  Установка vipnet coordinator hw100

*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

*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.

В ОАО «СН-ННГ» наиболее часто применяются установки типа «Спутник»- АМ-40-10 (8,14)-400, где :

— 40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;

— 10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;

— 400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.

Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин.

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. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Меры безопасности при проведении замеров дебитов скважин в помещении АГЗУ

Обслуживание АГЗУ «Спутник» должно осуществляться специально обученным персоналом, прошедшим обучение, по специальности оператор по добыче нефти и газа.

Ремонт АГЗУ «Спутник» проводится слесарями-ремонтниками нефтепромыслового оборудования, прошедшими обучение и сдавшими экзамены по основной профессии. Допуск персонала к ремонту на АГЗУ «Спутник» производится по наряду на производство газоопасных работ.

К безопасному ведению работ в АГЗУ «Спутник» допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавшие экзамены на право их обслуживания.

АГЗУ «Спутник» относится к классу помещений В-1А с допускаемой взрывоопасной смесью, щитовое помещение к помещениям с нормальной средой.

В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование:

-Вентилятор центробежный: взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией.

-Датчик положения переключателя ПСМ.

-Электродвигатель привода ГП-1М.

-Электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10

-Датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П.

-Обогреватель электрический ОЭВ-4.

Характеристика опасных и вредных производственных факторов воздействующих на работника:

а) Физические опасные и вредные производственные факторы:

-повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;

-повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

-повышенная напряженность электрического поля;

-отсутствия и ли недостаток естественного света;

-расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);

б) Химические опасные и вредные производственные факторы:

-по пути проникновения в организм человека через органы дыхания.

При работе на установках необходимо выполнять общие требования правил техники безопасности, действующие на объектах нефтедобычи.

1. Устранение загазованности в технологических помещениях обеспечивается вентиляцией с забором из нижней зоны помещения. Перед входом в АГЗУ «Спутник» включить вентилятор не менее чем на 15 минут и только после этого входить в помещение.

При отсутствии эл. вентилятора перед входом в помещение на 15-20 минут открыть обе двери, проветрить помещение.

2. Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ.

3. Открытие шаровых кранов, задвижек, во избежание гидроудара, производить медленно, до выравнивания давления в емкости сепарационной и трубопроводах.

4. Все шаровые краны (задвижки) на трубопроводах тех скважин, которые не работают, должны быть в закрытом положении при всех режимах работы.

5. Hа АГЗУ «Спутник» красной краской должны быть выполнены надписи: «ГАЗ-ОСТОРОЖНО«, класс взрываем ости «В-1А».

6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ «Спутник» пневмоиспытанием.

7. Электропроводка в помещении АГЗУ «Спутник» выполнена кабелем согласно ПУЭ-76 гл.УП-3 во взрывоопасных установках (в помещении и наружных).

Эксплуатация и ремонт замерных установок:

1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, затем через переключатель скважинный механический (ПСМ),причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку необходимо

производить не менее 48 часов. Перед подключением скважин к сепаратору после кап. ремонта и сварочных работ на выкидных трубопроводах, следует производить промывку по байпасу в течение 24 часов.

2. Для замера дебита необходимо при помощи ПСМ продукцию одной из скважин направлять в сепаратор, а продукцию остальных скважин в общий трубопровод. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении ПСМ поток следует перевести на байпас.

3. Пропарку трубопроводов от скважин до ГЗУ следует производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 градусов. Hа время пропарки ТОР-1-50 следует заменить катушкой.

4. Работы, связанные с разгерметизацией оборудования АГЗУ, необходимо производить в соответствии инструкций по выполнению газоопасных работ.

5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.

6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.

7. В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается в дренажную емкость.

Установка может работать в трех режимах:

1.Через сепаратор на ручном управлении;

2.Через сепаратор на автоматическом управлении;

3.Через обводной трубопровод (байпасную линию).

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо закрыть задвижки грязевых и пропарочных линий. Открыть задвижки ЗКС под электроконтактный и показывающий манометры, закрыть задвижку ЗКС для сброса давления в трубопровод после предохранительного клапана.

Пуск установки и ее эксплуатацию производить согласно, паспорта и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Для удаления нефти, разлив шившейся через не плотности (сальники, фланцевые соединения и др.) в основании АГЗУ «Спутник» имеются патрубки. Сброс нефти произвести в дренажную емкость или колодец, предусматриваемые проектом на установку.

Переключение скважин с замерного на обводной трубопровод и обратно во избежание порыва трубопроводов, производить в последовательности, приведенной в паспорте раздел 12 «Установки, автоматизированные групповые типа «Спутник».

При обслуживании и ремонте электроустановок и приборов необходимо соблюдать «Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий».

Пуск в работу замерного узла после монтажа, а также после длительной остановки при температуре внутри АГЗУ и стенки сепарационной емкости ниже минус 30 градусов не разрешается.

Дата добавления: 2014-01-20 ; Просмотров: 14039 ; Нарушение авторских прав?

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Читайте также:  Установка личного сертификата эцп для суфд

источник

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

Читайте также:  Установка замка капота от мондео

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 м 3 / 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.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

источник