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 Gсм, вес нефти Gн, вес воды – Gв, Н. Тогда
(1.1)
откуда
. (1.2)
Если эти формулы выразить через известный объем тарированной емкости 14, то
, (1.3)
где Vн и Vв – 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 Gв его значение из выражения (1.2), получаем
(1.4)
или
. (1.5)
Если обозначить через Gв, 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, Gн – так же, а вес смеси Gсм, 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, м3/сут. | ||||
Пропускная способность, м3/сут. | 1-400 | 1-400 | 1-400 | 1-500 |
Рабочее давление, МПа | 4,0 | 4,0 | 4,0 | 4,0 |
Газосодержание нефти, нм3/м3 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.
Дата добавления: 2016-03-27; просмотров: 6073;