Методы измерения продукции скважин

В настоящее время разработаны и применяются упоминавшиеся автоматические установки для замера продукции скважине типа Спутник различных модификаций. Рассмотрим некотрые из них.

На рис. 1.10 приведена принципиальная технологическая схема Спутника-А. Спутник-А предназначен для автоматиче­ского переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита подключенных сква­жин, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при ава­рийном состоянии.

Спутник-А состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока местной автоматики (БМА), в котором автоматически регистрирует­ся измеренный дебит скважин, и скважины пере­ключаются на замер. Спутник-А работает по задаваемой про­грамме, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время. Продолжительность замера продукции одной скважины определяется требованиями службы разработки НГДУ при помощи реле времени, установ­ленного в БМА.

Поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин 3, в который поступает продукция всех скважин по выкидным линиям 1. Каж­дый секторный поворот роторной каретки переключателя 4 обеспе­чивает поступление продукции одной из подключенных скважин через замерный патрубок 5 в гидроциклонный сепаратор 6. Про­дукция остальных скважин в это время проходит в сборный кол­лектор 5а. В гидроциклонном сепараторе 6 свободный газ отделя­ется от жидкости.

Объем жидкости скважины, подключенной на замер, измеряет­ся путем кратковременных пропусков накапливающейся в сепара­торе жидкости через турбинный счетчик 8, установленный выше уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного се­паратора.

 

 

Рис. 1.10. Принципиальная схема Спутника-А: 1 – выкидные линии от скважин; 2 – обратные клапаны; 3 – многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 – каретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок от одиночной скважины; 5а – сборный коллектор; 6 –гидроциклонный сепаратор; 7 – за­слонка; 8 – турбинный счетчик; 9 – поплавковый регулятор уровня; 10 – электродвигатель; 11 – гидропривод; 12 – силовой цилиндр; 13 – отсекатели

 

Накопление жидкости в нижнем сосуде сепаратора до задан­ного верхнего уровня и выпуск ее до нижнего уровня осуществляется при помощи поплавкового регулятора 9 и заслонки 7 на газовой липни. Всплывание поплавка регулятора до верхнего уров­ня вызывает закрытие газовой линии и, следовательно, повышение давления в сепараторе, в результате чего жидкость продавливает­ся из сепаратора через турбинный счетчик 8.

При достижении поплавком нижнего заданного уровня заслон­ка 7 открывается, давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и продавливание жидкости прекращается. Время накопления жидкости в сепараторе и число пропусков жидкости через счетчик 8 за время замера зависит от дебита измеряемой скважины.

Дебит каждой скважины определяют путем регистрации накап­ливаемых объемов жидкости в м³, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА. Следующая скважина переключается на замер по команде с БМА при помощи электродвигателя 10, гидропривода 11 и силового ци­линдра 12, который поворачивает каретку переключателя 4 в оче­редное положение.

Турбинный счетчик 8 одновременно служит сигнализатором пе­риодического контроля за подачей скважины. Если контролируе­мая скважина не подает жидкость, то БМА подает аварийный сигнал в систему телемеханики.

Аварийная блокировка всех скважин в случае повышения давления в коллекторе или его повреждения автоматически осу­ществляется при помощи отсекателей 13.

Спутник-А имеет рабочее давление от 1,5 до 4 МПа при максимальной производительности скважины по жидкости 400 м³/сут. и вязкости жидкости не более 80 сСт. При указанных параметрах паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником-А равна ±2,5%. Блоки Спутника-А могут обогревать­ся, и поэтому они рассчитаны для применения на площадях неф­тяных месторождений Западной Сибири, Коми АССР, Татарии, Башкирии и других районов, характеризующихся низкими темпе­ратурами окружающей среды.

Недостаток Спутника-А – невысокая точность измерения рас­хода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклонном сепараторе вслед­ствие попадания в счетчик 8 вместе с жидкостью пузырьков газа.

На рис. 1.11 приведена схема Спутника-В. Спутник-В, как и Спутник-А, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измере­ния дебита свободного газа.

Рис. 1.11. Принципиальная схема Спутника-В: 1– распределительная батарея; 2 – емкость для шаров, счищающих парафин со стенок выкидных линий; 3 – штуцеры; 4 – трехходовые клапаны; 5 – замерная линия для одиночной скважины; 6 – трехходовые краны; 7 – коллектор обводненной нефти; 8 – коллектор безводной нефти; 9 – гамма-датчик уровня; 10 – сепаратор; 11 – диафрагма; 12 – заслонка; 13 – сифон; 14 – тарированная емкость; 15 – тарированная пружина

 

Измеряется продукция скважин при помощи Спутника-В сле­дующим образом. Нефтегазовая смесь подается от скважин в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер 3, она попадает в трехходовой клапан 4. Из трехходового клапана нефтегазовая смесь может направляться или в линию 5 для измерения объемов нефти и газа в сепараторе 10 или в линию 8 – общую для безводной нефти, по­ступающей со всех скважин. И обводненные, и безводные скважи­ны переключаются на замер автоматически, через определенное время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапанов 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор 10, изме­ряется при помощи тарированной емкости 14, гамма-датчиков 9, подающих сигнал уровней жидкости на БМА, и плоской тарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть+вода) определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме меж­ду гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определя­ется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с мас­сой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

 

Поясним это примером.

Выразим вессмеси через G_см, вес нефти G_н, вес воды – G_в, Н. Тогда

 

(1.1)

 

откуда

 

. (1.2)

 

Если эти формулы выразить через известный объем тарирован­ной емкости 14, то

 

, (1.3)

 

где V_н и V_в – объемы, занимаемые соответственно нефтью и во­дой в известной емкости V, м³; и – плотность нефти и воды, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м/с².

Подставляя вместо G_в его значение из выражения (1.2), полу­чаем

 

(1.4)

 

или

 

. (1.5)

 

Если обозначить через G_в, то выражение (1.5) можно за­писать:

 

, (1.6)

 

где

 

.

 

При измерениях дебита жидкости при помощи "Спутника-В" считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Та­ким образом, по формуле (1.6) легко найти вес нефти, так как К – известная величина, G_н – так же, а вес смеси G_см, заполнившей емкость V, определяется но тарированной пружине 15. Результа­ты измерения пересчитываются в конкретные единицы (т/сут.) и фиксируются на соответствующих счетчиках в блоке местной ав­томатики.

После того как тарированная емкость 14 наполнилась жид­костью и вес ее измерен, блок местной автоматики включает электрогидравлический привод, и заслонка 12 на газовой линии прикрывается. В результате этого в сепараторе 10 увеличивается давление, и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавливается в коллектор обводненной нефти 7. В связи с не­большим объемом тарированной емкости 14 (300 л) вся нефть (как чистая, так и обводненная) направляется в коллектор 7. Количество газа измеряется эпизодически при помощи диафраг­мы 11.

При обводнении одной из скважин ее подключают для постоян­ной работы к коллектору обводненной нефти 7 через трехходовой кран 6, а измерять ее дебит можно описанным способом при помощи автоматически переключающегося трехходового кла­пана 4.

По мере запарафинивания выкидных линии их очищают рези­новыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2 (рис. 1.11) через равнопроходные задвижки а.

Недостаток Спутника-В заключается в том, что при измере­нии парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости 14 могут существенно снизить точность определения ко­личества жидкости.

Схема Спутника-Б40 приведена на рис. 1.12.

Спутник-Б40 предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического из­мерения дебита скважин. Спутник-Б40 более совершенен, чем Спутник-А. На Спутнике-Б40 установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержа­ние воды в потоке нефти. При помощи турбинного расходомера (вертушки) 15 автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклоне.

Турбинный расходомер жидкости (ТОР1-50) в Спутнике-Б40 установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника-Б40, так же как Спутника-В и Спутника-А, можно измерить раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, две скважины обводнились, а остальные 12 скважин (рис. 1.12), 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, даю­щих чистую нефть, направляется в емкость многоходового пере­ключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее в коллектор безводной нефти 23.

Рис. 1.12. Принципиальная схема Спутника-Б40: 1– обратные клапаны; 2 – задвижки; 3 – переключатель скважин многоходовой; 4 – ка­ретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок для одной скважины; 6 – сборный коллектор; 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, 16 а – золотники; 17 – поплавок; 18 – расходомер жидкости; 19 – поршневой клапан; 20 – влагомер; 21 – гидропривод; 22 – электродвигатель; 23 – коллектор безводной нефти; 24 – выкидные линии от скважин

 

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 золотниками 16 и 16а на поршневой кла­пан 19.

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 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 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; жидкость в системе на­чинает течь, 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 24 скважины. Все остальные данные этого Спутника такие же, как и Спутннка-Б40.

Также в настоящее время используются следующие модификации АГЗУ "Спутник": Спутник АМ 40-8-400; Спутник АМ 40-10-400; Спутник АМ 40-14-400; Спутник Б 40-14-500.

Установки отличаются между собой количеством подключаемых скважин. Технологический блок состоит из замерного сепаратора, переключателя скважин многоходового ПСМ, счетчика жидкости ТОР 1-50, регулятора расхода, привода гидравлического ГП-1М, задвижек и клапанов обратных. В аппаратурном блоке установлены: блок управления и индикации, блок питания. Метод измерения объемный. Входные патрубки для подключения скважин расположены симметрично по обе стороны.

Установки Спутник Б 40-14-500 снабжены насосом дозатором и емкостью для химических реагентов. Дополнительно при наличии счетчика газа АГАТ-1 можно измерять количество отсепарированного газа, при наличии влагомера типа ЦВН-ГС определять содержание воды в жидкости, добываемой из скважин. В табл. 1.2 приведены технические характеристики "Спутников" различной модификации.

Таблица 1.2

Технические характеристики

Показатель	Спутник АМ	Спутник Б
40-8-400	40-10-400	40-14-400	40-14-500
Количество подключаемых скважин, м^3/сут.
Пропускная способность, м^3/сут.	1-400	1-400	1-400	1-500
Рабочее давление, МПа	4,0	4,0	4,0	4,0
Газосодержание нефти, нм^3/м^3 при раб. давлении, нижний предел верхний предел, для Р (0,1-0,8)МПа для Р (0,8-4,0) МПа	0,1	0,1	0,1	0,1
Погрешность измерения, %	±2,5	±2,5	±2,5	±2,5
Потребляемая мощность, кВт, не более
Габаритные размеры, мм технологического блока   аппаратного блока	5350х3200х2650	5850х3200х2650	6350х3200х2650	6350х3200х2650
1960х1730х2350	1960х1730х2350	1960х1730х2350	1960х1730х2350
Масса, кг, не более технологического блока аппаратного блока

 

К примеру, рассмотрим принципиальную схему установки "Спутник АМ40-8-400 КМ" (рис.1.13).

 

Рис.1.13. Принципиальная схема установки "Спутник АМ40-8-400 КМ"

 

При помощи ПСМ продукция одной скважины направляется через шаровой кран 1 в сепарационную емкость 2 или в счетчик жидкости СКЖ 3, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепарационной емкости происходит отделение газа от жидкости. Накопившаяся жидкость через счетчик ТОР1-50 4 направляется в общий трубопровод. Счетчик ТОР 1-50 выдает импульсы в станцию управления, где суммируется результат измерения. В счетчике СКЖ измерение жидкости происходит с помощью двух попеременно опрокидывающихся камер. Счетчик СКЖ выдает импульсы в станцию управления, где происходит преобразование количества импульсов в единицу массы - килограмм.

Особенностями установки: воспроизводит действительные результаты контроля по производительности скважин и позволяет производить замер малодебитных и многодебитных скважин.