Автоматизированные групповые замерные установки

Дебит продукции скважин измеряют с помощью индивидуальных и групповых замерных установок.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора, 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. Замер количества продукции скважины заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-либо промежуток времени.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи и трубопроводов. Продукция скважин направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Барояна - Везирова состоит из замерного газосепаратора, распределительной батареи, манифольда и аппаратуры. Продукция скважины направляется в газосепаратор для отделения газа от нефти. При выходе из газосепаратора газ смешивается с нефтью и по единому трубопроводу поступает на УКПН. 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, направится на сборный пункт или УКПН.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины в основном используют автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник». Автоматизированная установка «Спутник-А», представленная на рис.2.1, предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса.

1 - выкидные линии со скважин, 2 - специальные обратные клапаны, 3 - замерный патрубок, 4 - гидроциклонный сепаратор, 5 – турбинный счетчик, 6 - заслонка, 7 - поплавковый регулятор уровня, 8 - электродвигатель, 9 - гидропривод, 10 - отсекатели, 11 - сборный коллектор, 12 - многоходовой переключатель скважин, 13 - каретка роторного переключателя,

14 - силовой цилиндр, 15 - БМА

Рис.2.1. Схема установки «Спутник-А»

Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 МПа и 4 МПа, соответственно. Установка состоит из следующих блоков: многоходового переключателя скважин, установки измерения дебита, гидропривода, отсекателей, блока местной автоматизации (БМА).

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. Продукцию данной скважины направляют в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей, продукцию остальных скважин, минуя газосепаратор, - в сборный коллектор на УКПН.

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 в 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. Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Параметры установок типа «Спутник» приведены в табл. 2.1. Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе.

 

Таблица 2.1. Параметры установок типа «Спутник»

Параметры	Тип установки
	А-16-14-400	АМ-25-100-1500	АМ-40-14-400	Б-40-14-500	ВРМ-40-400
Число подключенных скважин	14	10	14	14	14
Рабочее давление, МПа	1,6	2,5	4	4	4
Пределы измерения по жидкости, м^3/сут.	10-400	10-1500	10-400	5-400	25-400
Пропускная способность, м3/сут.	4000	10000	4000	4000	4000
Погрешность измерения по жидкости, %		2,5	2,5	2,5	2,5

 

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

Количество газа по каждой скважине на АГЗУ измеряют дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, а оттуда 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 устанавливают с помощью лабораторного анализа.