- •Тема 2 измерение количества нефти, газа и воды по скважинам
- •1 Значение измерения продукции скважин
- •2 Массовый и объемный дебиты скважин
- •3 Старые методы измерения продукции скважин
- •4 Оборудование для замера дебита скважин
- •4.1 Устройство и принципиальная технологическая схема «Спутника б40»
- •4.2 Устройство многоходового переключателя скважин псм (рисунок 11а)
- •4.3 Устройство расходомеров нефти
- •5 Пути дальнейшего совершенствования оборудования для замера дебита скважин
- •5.1 Установка измерительная мобильная узм
- •5.2 Счетчики скж
- •5. 3 Передвижные замерные установки асма
- •6 Измерение расхода газа и жидкости в трубопроводе
4 Оборудование для замера дебита скважин
В настоящее время широко применяются на промыслах блочные автоматизированные установки, предназначенные:
для измерения и регистрации суточных дебитов скважин по смеси, расходов жидкости и газа, а также учету отдельно расходов воды;
для автоматического вычисления суммарного суточного дебита всех скважин, подключенных к установке;
для автоматической блокировки промысловых сборных коллекторов при достижении в них аварийных давлений;
для выдачи по вызову в систему телемеханики экспресс-информации о дебите скважин.
4.1 Устройство и принципиальная технологическая схема «Спутника б40»
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, «Спутник», АГЗУ и т.п.).
Продукция нефтедобывающих скважин подается на замерную установку типа «Спутник», на которой проводится периодический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, определяются процентное содержание воды в жидкости и количество свободного газа. Запроектированы и применяются установки типа «Спутник-А», «Спутник-В», «Спутник-540» и «Спутник-Б40–24». «Спутник-Б40» (рисунок 10) предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На «Спутнике-Б40» установлен автоматический влагомер нефти, непрерывно определяющий процентное содержание воды в потоке нефти; автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. Турбинный
расходомер жидкости ТОР 1-50 в «Спутнике-Б40» установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.
При помощи «Спутника-Б40», так же как «Спутника-Б» и «Спутника-А», можно измерять раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, 2 скважины (см. рисунок 10) обводнились, а остальные 12 скважин, подключенных к «Спутнику», подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1 и продукция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее в коллектор безводной нефти 23.
Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также передается постоянный перепад на поршневой клапан 19.
Рисунок 10 – Принципиальная схема «Спутника-Б40»:
1 – обратные клапаны; 2 – задвижки; 3 – переключатель скважин многоходовой ПСМ;
4 – роторный переключатель скважин; 5 – замерная линия; 6 – общая линия; 7 – отсекатели;
8 – коллектор обводненной нефти; 9, 12 – задвижки (закрытые); 10, 11 – задвижки (открытые);
13 – гидроциклонный сепаратор; 14 – регулятор перепада давления; 15 – расходомер газа; 16, 16а – золотники;
17 – поплавок; 18 – расходомер жидкости; 19 – поршневой клапан; 20 – влагомер; 21 – гидропривод;
22 – электродвигатель; 23 – коллектор безводной нефти; m — выкидные линии от скважин
Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правою 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 уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16а, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер 18 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.
Для определения процента обводненности нефти на «Спутнике» установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.
Разработан также «Спутник-Б40-24, который отличается от «Спутника-Б40» лишь числом подключаемых скважин – к нему можно подключить не 14, а 24 скважины. Все остальные данные этого «Спутника» такие же, как и «Спутника-Б40».
Установки «Спутник-А» и «Спутник-В» менее совершенны. Но в «Спутнике-В» применен объемный замер подачи скважинной жидкости. Он дает более точные результаты, чем замер с помощью турбинного расходомера, если в нефти нет большого содержания парафина. При значительном содержании парафина он откладывается в тарированной емкости замерного устройства и снижает точность замеров.
Параметры установок типа «Спутник» приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Параметры установок типа «Спутник»
Параметры
|
А-16- 14-400 |
АМ-15-10-1500 |
АМ-40-14-400 |
Б-40- 14-500 |
ВРМ- 40-400 |
М-40- 12-400 |
Число подключаемых скважин |
14 |
10 |
14 |
14 |
14 |
8÷12 |
Рабочее давление, МПа |
1,6 |
2,5 |
4 |
4 |
4 |
4 |
Пределы измерения по жидкости, м3/сут. |
10÷400 |
10÷1500 |
10÷400 |
5÷400 |
25÷400 |
1÷400 |
Пропускная способность, м3/сут. |
4000 |
10000 |
4000 |
4000 |
4000 |
40000 |
Погрешность измерения по жидкости, % |
±2 |
±2,5 |
±2,5 |
±2,5 |
±2,5 |
±2,5 |