18. Автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник». Групповая замерная установка нефти


5.1.2 Замерные установки систем нефтегазосбора

Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты нефти, воды и газа. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважины. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений. Так, при увеличении механических примесей в продукции скважины может возникнуть разрушение призабойной зоны. Следовательно, необходимо или изменить режим работы, или закрепить призабойную зону.

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.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора (трапа), 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. Количество (объем) продукции скважины замеряют в мернике деревянной или алюминиевой рейкой либо стальной рулеткой с поплавком на конце. Поплавок опускают до уровня и замеряют высоту пустого пространства от уровня до крыши. Замер заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-то промежуток времени. На рейке и рулетке нанесены деления в сантиметрах. Для каждого мерника имеется калибровочная таблица объемов жидкости в зависимости от уровня взлива. После замера нефть направляется в сборный коллектор насосом (при напорной системе сбора).

Количество газа измеряют специальными устройствами и приборами на выкиде газовой линии после газосепаратора.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распределительной батареи (гребенки) и трубопроводов.

Продукция из скважин (фонтанных, газлифтных, насосных) направляется в распределительную батарею. При включении одной скважины на замер, продукция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Замер осуществляется аналогично замеру в индивидуальной сепарационно-замерной установке. Поступившая в сборный коллектор продукция остальных скважин направляется последовательно в газосепаратор первой и второй ступеней, при этом возможен отбор газа из каждой ступени сепарации. Нефть из сепаратора второй ступени поступает в самотечный сборный коллектор.

Для измерения небольшого дебита скважин используют замерный трап, который оборудован замерными стеклами и рейкой. По уровню нефти в стеклянной трубке судят о дебите скважины.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Бароняна - Везирова состоит из замерного трапа, 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 сепарацию. 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, направляется на сепарацию.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют автоматизированные сепарационно-замерные установки АСЗГУ (типов ЗУГ, "Спутник", АГЗУ и т.п.).

Автоматизированная сепарационно-замерная установка "Спутник-А" (рис. 5.1) 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 МПа (16 и 40 кг/см2).

Установка состоит из следующих узлов: 1) многоходового переключателя скважин, 2) установки измерения дебита, 3) гидропривода, 4) отсекателей, 5) блока местной автоматизации (БМА).

Процесс работы установок заключается в следующем. 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.

Продукция данной скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.

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 и 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 (СР).

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помощью гидропривода. Параметры установок типа "Спутник" приведены в табл. 5.1.

Установка "Спутник-А" работает по определенной (заданной) программе, при этом каждая скважина поочередно включается на замер на определенное время.

Счетчик-расходомер является одновременно сигнализатором подачи скважин. В установке предусмотрена возможность измерения количества газа с помощью диафрагмы, установленной в газосепараторе (см. рис. 5.1).

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. При отсутствии влагомера измерения проводятся с помощью прибора Дина - Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.

Таблица 5.1

Параметры установок типа "Спутник"

Количество газа по каждой скважине на АГСЗУ измеряется дифференциальными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, откуда - 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 устанавливается лабораторным анализом.

studfiles.net

Групповая замерная установка

 

Изобретение относится к технике нефти, газа и воды на промыслах. Цель изобретения - повышение точности и производительности замера общего дебита группы скважин. Установка содержит сборный 10 и общий 9 коллекторы (К), замерный отвод 8, переключатель 1 скважин. Последний соединен с К 10 и с замерным сепаратором через отвод 8. Установка имеет гидравлический привод 5, отсекатели 6 и 7 потока. Сепаратор 11 имеет регулятор 17 уровня и счетчик 20 расхода. С отводом 8 соединяет К 9 перемычка 12, по которой установлен дополнительный отсекатель 13. Для замера продукции всех скважин и получения информации о дебите группы скважин в целом все скважины подключают к К 9. На последнем перекрывают отсекатель 7, открывают отсекатель 13 на перемыке 12 и отсекатель 6 на отводе 8, а продукцию всех скважин направляют в сепаратор 11. Из последнего вся продукция через К 10 поступает в систему сбора. 1 ил. fS

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (gg 4 Е 21 В 47 10

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А ВТОРСК0МУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

7 22

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4242382/22-03 (22) 07.03.87 (46) 23.01.89. Бюл. № 3 (72) В. Т. Дробах, P. М. Хузин, Г. Е. Звагильский, В. И. Лощенов, Ф. И. Мутин и Н. А. Пчельников (53) 622.24! (088.8) (56) Комплексная автоматизация нефтегазодобывающих предприятий.— М.:

ВНИИОЭНГ, 1973. с. 18 — 20. (54) ГРУППОВАЯ ЗАМЕРНАЯ УСТАНОВКА (57) Изобретение относится к технике нефти, газа и воды на промыслах. Цель изобретения — повышение точности и производительности замера общего дебита группы скважин. Установка содержит сборный 10 и

„„SU„„1452960 А1 общий 9 коллекторы (К), замерный отвод 8, переключатель 1 скважин. Последний соединен с К 10 и с замерным сепаратором через отвод 8. Установка имеет гидравлический привод 5, отсекатели 6 и 7 потока.

Сепаратор 11 имеет регулятор 17 уровня и счетчик 20 расхода. С отводом 8 соединяет

К 9 перемычка 12, по которой установлен дополнительный отсекатель 13. Для замера продукции всех скважин и получения информации о дебите группы скважин в целом все скважины подключают к К 9. На последнем перекрывают отсекатель 7, открывают отсекатель 13 на перемыке 12 и отсекатель 6 на отводе 8, а продукцию всех скважин направляют в сепаратор 11. Из последнего вся продукция через К 10 поступает в систему сбора. 1 ил.

1452960

Изобретение относится к технике сбора нефти, газа и воды на промыслах, в частности к групповым замерным установкам, и может быть использовано для сбора и измерения дебита скважин в нефтяной промышленности, Целью изобретения является повышение точности и производительности замера общего дебита группы скважин.

На чертеже дана принципиальная схема групповой замерной установки.

Групповая замерная установка состоит из многоходового переключателя 1 скважин, соединенного со скважинами посредством трубопроводов 2 и арматуры: обратных клапанов 3 и задвижек 4, гидравлического привода 5, отсекателей 6 и 7, установленных на замерном отводе 8 и общем коллекторе 9, которые соединяют соответственно переключатель 1 со сборным коллектором

10 и с замерным сепаратором 11. Замерный отвод 8 и общий коллектор 9 соединены между собой перемычкой 12, на которой установлен отсекатель 13. Переключатель 1 снабжен приводом 14, Замерный гидроциклонный сепаратор 11представляет двухемкостный аппарат, на газовой линии 15 которого установлен кран 16 регулятора 17 уровня. Газовая линия 15 посредством крана 16 соединена с линией 18 отвода жидкости из сепаратора 11 и сборным коллектором 10. Сепаратор 11 (нижняя емкость) снабжен регулятором 19 уровня. На трубопроводе 18 отвода жидкости из сепаратора 11 установлен турбинный счетчик 20 для замера отводимой жидкости. Установка имеет блок местной автоматики, включающий блок

21 управления, силовой блок 22 и блок 23 питания счетчика 20, газовый нагреватель 24, вентилятор 25. Все оборудование размещено в теплоизолированных вагончиках. Для аварийной блокировки скважин установка имеет датчик 26 давления в сборном коллекторе 10 и электроконтактный манометр 27. Приборы системы автоматики с помощью кабелей соединены с блоками управления и питания.

Установка работает следующим образом.

Продукция скважин по трубопроводам 2 через обратные клапаны 3 и задвижки 4 поступает в переключатель 1 скважин, после которого через общий коллектор 9 и отсекатель 7 попадает в сборный коллектор 10, подключенный к системе сбора. В переключателе 1 скважин продукция одной из скважин через замерный отвод 8 и отсекатель 6 направляется в двухемкостный гидроциклонный сепаратор 11, где газ отделяется от жидкости, по трубопроводу 15 проходит через кран 16 регулятора !9 уровня, смешивается с замеренной жидкостью и подается в сборный коллектор 10.

Отделившаяся в верхней емкости сепаратора 11 жидкость накапливается в нижней емкости. По мере повышения уровня жидкости в нижней емкости сепаратора 11 поплавок регулятора 19 уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на кран 16 на гозовой линии

15, перекрывая ее. Давление в сепараторе 11 повышается, и жидкость из сепаратора 11 начинает вытесняться через счетчик 20, который замеряет количество вытесняемой жидкости и подаег сигналы в блок 2! управления. При достижении жидкостью нижнего уровня в нижней емкости сепаратора 11 поплавок регулятора 19 открывает газовую линию 15, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Регулятор 19 уровня в сепараторе 11 обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик 20 с постоянными скоростями, что позволяет осуществлять измерение количества продукции скважин с большей точностью.

20 Переключение скважин на замер осуществляется блоком 21 управления периодически. Длительность замера задается с помощью реле времени.

При срабатывании реле времени включается гидропривод 5, и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод 14 переключателя 1 скважин под воздействием давления гидропривода 5 на замер

55 подключает очередную скважину, тогда как продукция других скважин через общий коллектор 9 и отсекатель 7 подается в сборный коллектор 10.

Счетчик 8 в установке одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии за установленный период сигналов со счетчика 8 блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики. Аварийная блокировка скважин в установке происходит при повышении допустимого давления в сборном коллекторе О, для чего имеются датчик 26 давления и электроконтактный манометр 27, которые при превышении давления отключают, трубопроводы 8 и 9 с помощью отсекателей 6 и 7.

Для замера продукции всех скважин каждая скважина с помощью переключателя 1 поочередно подключается к замерному сепаратору 11, а полученные данные фиксируются в блоке 21 управления.

Когда нужно срочно замерить продукцию всех скважин и получить информацию о дебите группы скважин в целом, все скважины подключают к общему коллектору 9, перекрывают на нем отсекатель 7, открывают отсекатель 13 на перемыске 12 и отсекатель 6 на замерном отводе 8 и нродукцию всех скважин направляют в замерный сепаратор 11, откуда по ранее описанной схеме вся продукция скважин подается через сборный коллектор 10 в систем.у сбора.

1452960

Формула изобретения

Составитель Г. Маслова

Редактор С. Пекарь Техред H. Верес Корректор С. Черни

Заказ 7143/23 Тираж 5!4 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Г1роектная, 4

Помещение установки отапливается с помощью нагревателя 24 и вентилируется с помощью вентилятора 25.

Применение изобретения позволит значительно уменьшить время и трудоемкость замера общего дебита группы скважин, так как для поочередного замера продукции каждой скважины из группы подключенных к замерной установке скважин требуется много времени.

Так, при эксплуатации групповой замерной установки «Спутник А — 16 — 14/400» для замера общего дебита группы скважин нужно поочередно замерить дебит каждо из четырнадцати подключенных скважин. Для большой достоверности измерения дебита каждую скважину на замер рекомендуется ставить на возможно длительное время. Если каждую скважину на замер поставить на 2 ч, то для замера всей группы скважин потребуется более суток. Это значительно снижает возможности оперативного учета продукции скважин и управления производством. Кроме того, следует отметить, что поочередный замер дебита каждой скважины связан с многочисленными переключениями арматуры и аппаратуры, что повышает трудоемкость замера.

Групповая замерная установка, включающая сборный коллектор, общий коллектор, замерный отвод, переключатель скважин, гидравлический привод, отсекатели потока, замерный сепаратор с регулятором уровня и счетчик расхода, в котором переключатель

15 скважин соединен со сборным коллектором через общий коллектор, а с замерным сепаратором — через замерный отвод, отличающаяся тем, что, с целью повышения точности и производительности замера общего дебита группы скважин, она снабжена соедиполнительным отсекателем потока.

   

www.findpatent.ru

Групповая замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Групповая замерная установка

Cтраница 3

При аварийном состоянии групповой замерной установки срабатывает соленоидный клапан гидропривода КСП-4, при этом жидкость из силового цилиндра сбрасывается под воздействием пружины 4, и клапан 3 перекрывает проход в корпусе отсекателя. Клапан отсекателя разгруженный, и требуются незначительные усилия для его работы.  [32]

Принципиальная технологическая схема базовой групповой замерной установки типа Спутник А показана на рис. XI.4. Она состоит из переключателя скважин на замер, измерительного блока, отсекателей скважин при аварийном состоянии установки.  [33]

Отсечение скважины на групповой замерной установке при ее аварийном состоянии сопровождается повышением давления в линии нагнетания. В этом случае электроконтактный манометр через промежуточное реле разрывает цепь питания магнитного пускателя, и двигатель останавливается. После ликвидации аварии и снижения давления в линии до заданной величины цепь питания пускателя автоматически восстанавливается, и двигатель включается.  [34]

Дебит измеряют на групповых замерных установках типа Спутник или иногда ( на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками ( типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках ( на выкиде из трапа) - турбинными счетчиками или посредством дифманометров с дроссельными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях.  [35]

На рис. XI.3 показана групповая замерная установка ( ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. Газ, выделившийся из нефти в трапе /, в котором поддерживается давление по 0 6 МПа, проходит регулятор давления до себя 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно используется для отопления или сжигается в факелах.  [37]

Для эксплуатационных скважин, групповых замерных установок, до-жимных нефтяных насосных станций ( без резервуаров), установок предварительного сброса пластовых вод, расположенных на территории нефтяного месторождения вне централизованного пункта сбора нефти, газа и воды, производственное и противопожарное водоснабжение допускается не предусматривать. Хозяйственно-питьевое водоснабжение зданий и сооружений с расходом воды до 2 м3 / сут допускается обеспечивать привозной водой.  [38]

Нефть из скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепараци-онную установку ( КССУ) 1, в которую поступает горячая вода из отстойника 4, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгато-ра в КССУ происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Нефть из КССУ вместе с оставшейся водой насосом 2 подается в пароподогреватели 3, затем нагретая нефть поступает в отстойник 4 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 4 направляется на смешение с горячей обескислороженной пресной водой. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 5, где доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. Вакуумные компрессоры 10 забирают из гидроциклонного сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 9 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед пароподогревателем 3 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии.  [39]

Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подается в концевую совмещенную сепарационную установку ( КССУ) 2, в которую через смеситель 1 подается горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор.  [41]

Модификация КП1 предназначена для групповых замерных установок, оборудованных любыми ввиерно-пе еклсчвпщими устройствами.  [42]

При выборе места строительства групповых замерных установок следует учитывать протяженность нефтесборной сети продук-топроводов и выкидных линий, расположение нефтесборных пунктов ( НСП), парка товарных резервуаров ( ПТР), кустов эксплуатационных скважин и свайных основании под бурящиеся скважины, связанные разветвленной сетью транспортных эстакад.  [43]

Продукция скважин, пройдя групповую замерную установку, поступает на узел I ступени сепарации, расположенный на КСП. Узел включает в себя устройство для предварительного отбора газа ( УПО), нефтегазовые сепараторы и каплеуловитель. Отсепарированный газ ступени, пройдя очистку в каплеуловителе, направляется под собственным давлением ( 0 5 - 0 6 МПа) на ГПЗ, а нефть поступает в аппарат для предварительного сброса воды.  [44]

Описанная установка принципиально аналогична групповой замерной установке ЗУГ-5. Отличие заключается в том, что последняя - открытого исполнения без утепленного укрытия. В комплекте ЗУГ-5 поставляется блок местной автоматики БАМ-30, допускающий эксплуатацию на открытом воздухе или в неотапливаемом помещении.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

18. Автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник».

Одной из важнейших функций промысловой системы сбора сква­жинкой продукции нефтяных месторождений является контроль дебитов добывающих скважин — информационная основа для монито­ринга эффективности управления разработкой нефтяных месторож­дений. В настоящее время в промысловом обустройстве практически всех нефтяных месторождений используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник».

Установка типа Спутник состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. В технологическом блоке размешаются:

• емкость сепарационная со счетчиком жидкости ТОР,

• блок гидропривода переключателя скважин,

• переключатель скважин,

• запорная арматура.

В аппаратурном блоке устанавливаются:

• блок управления и индикации.

• блок питания.

Входные патрубки для подключения скважин расположены симмет­рично по обе стороны.

Продукция всех подключенных к Спутнику скважин поступает в переключатель скважин многоходовой (ПСМ), из которого продук­ция одной из них направляется на замер через сепарационную ёмкость, а продукция остальных направляется дальше в общий трубо­провод. В сепарационной емкости происходит накопление жидкости и ее сепарация от нефтяного газа. Отделившийся нефтяной газ также направляется в общий трубопровод. Поплавок в накопитель­ной емкости через систему рычагов при достижении в нем верхнего предельною уровня жидкости перекрывает заслонку на газовой ли­нии. Давление в сепарационной емкости повышается. При достиже­нии перепала давления между сепаратором и выходным трубопрово­дом в пределах 0,08-0,12 МПа клапан регулятора расхода открывает­ся и накопившаяся в емкости жидкость через счетчик расхода ТОР выдавливается в общий трубопровод. При снижении перепада давле­ния до 0,02—0,03 МПа клапан регулятора расхода перекрывается, по­плавок через систему рычагов при достижении в нем нижнего пре­дельного уровня жидкости открывает заслонку на газовой линии и цикл накопления жидкости в нефтегазовом сепараторе повторяется. В случае, когда заслонка на газовой линии закрыта, клапан регуля­тора расхода открыт, а уровень жидкости в сепараторе остается высо­ким, жидкость под действием перепада давления внутри сепаратора пропускается через счетчик расхода. Продолжительность протекания жидкости через счетчик зависит от дебита скважины по жидкости и не­фтяному газу. При понижении уровня жидкости в накопительной ем­кости сепаратора ниже половины диаметра накопительной емкости заслонка на газовой линии начинает открываться и пропускать нако­пившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости.

Устройство регулирования расхода жидкости в замерном сепарато­ре обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять измерение в широком диапазоне дебетов скважине относительно малой погрешностью. Время измерения устанавливается в зависимости от дебита скважин, способа добычи, состояния разработки месторождения и т.п. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин но отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.

studfiles.net

Групповая замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Групповая замерная установка

Cтраница 4

Дебит скважин замеряют на групповых замерных установках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти.  [46]

Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов. На ряде месторождений применяется раздельный сбор безводной и обводненной нефти. Подготовка нефти осуществляется на ЦСП, реже на первичных пунктах сбора.  [47]

К таким объектам относятся и групповые замерные установки.  [48]

На базе расходомера ВМР-1 разработана групповая замерная установка Спутник BMP 40 - 14 / 400, обслуживающая 14 скважин. В этой установке расходомеры монтируются на выкидных линиях скважин, дебиты скважин замеряются без переключения потоков газожидкостной смеси путем коммутации соответствующего измерителя с устройством обработки информации.  [49]

Выкидные линии от скважин до групповых замерных установок были оборудованы смотровыми катушками. На выбранных объектах такие катушки устанавливали по всей длине трубопровода: чаще от скважины и реже к концу трубопровода.  [50]

Дебит попутного нефтяного газа на групповых замерных установках измеряется турбинными газовыми счетчиками ( типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках - турбинными счетчиками или дифференциальными манометрами с дроссельными устройствами. Эти приборы устанавливаются на выкиде из трапа, их эксплуатация осуществляется в соответствии с требованиями инструкций. Исходя из дебитов газа и нефти в каждой скважине подсчитывается газовый фактор продукции.  [51]

На нефтяных промыслах объектами телемеханики являются групповые замерные установки, кустовые насосные станции, установки подготовки газа для газлифта, электрогенераторы и водозаборные станции. Объектами дистанционного контроля являются сепарационные установки, установки подготовки нефти и газа.  [52]

К первой группе объектов относятся: групповые замерные установки, кустовые насосные станции, установки подготовки газа для газлифта, электроподстанции, расположенные на площади.  [53]

Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок ( ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси ( нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.  [54]

Технологический комплекс состоит из скважин; групповых замерных установок; укрупненных сепарационных установок; технологической линии на укрупненном нефтесборном пункте; компрессорной станции; газораспределительных батарей; нефтегазосборных и газораспределительных трубопроводов.  [55]

Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок ( ГЗУ), в котором по отдельному трубопроводу продукция скважин в виде трехфазной смеси нефть, газ, вода) проходит узел первичного замера и учета продукции на месторождении.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Измерение продукции нефтяных скважин. Автоматизированные групповые замерные установки.

 

Измерение продукции скважин, имеющее исключительно важное значение для контроля и реглирования разработки месторождений, ведется на разных нефтедобывающих предприятиях пока по-разному.

1. При самотечнй системе сбора нефти как с индивидуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудованием учет продукции скважин выполняют операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающее из скважины в индивидуальную сепарационно-замерную установку, измеряется или в замерном трапе или в открытом цилиндрическом мернике. Продукцию скважины в мернике оператор замеряет рейкой с делениями и реже- при помощи водомерного стекла, установленного на мернике. Количество газа на индивидуальных установках замеряется несистематически.

На групповых замерно-сепарационных установках количество газа замеряется при помощи стандартных диафрагм и расходомеров ДП-430, устанавливаемых на газовой линии после сепаратора. Количество нефти и воды по скважинам замеряют переодически - от одного раза в сутки до одного раза в три-пять дней в зависимости от режима работы скважины (спокойный, пульсирующий).

Для измерения производительности скважин по измерению уровней нефти и воды в мернике пользуются следующими формулами:

- объем 1 см высоты цилинрического мерника равен

где D- внутренний диаметр мерника в м;

- объем нефти, поступающий в мерник

 

- объем воды, поступающей в мерник

 

Если наполнение мерника продолжалось tминут, то суточная производительность скважины составит:

- по нефти

- по воде

где 1440- число минут в сутках4

Чтобы ускорить измерения производительности скважин по уровню в мернике на каждый мерник составляют отдельную таблицу объемов.

2. Измерение продукции скважин при герметизированной системе сбора долгое время осуществлялось путем ручного переключения задвижек, размещенных на распределительных батареях, что являлось одной из причин, сдерживавших внедрение этой системы в практику НГДУ. В настоящее время разработаны и широко применяются автоматические устройства по замеру продукции скважин:спутник-А,Спутник-Б, Спутник- В.

Спутник А предназначен для автоматического переключения скважин на замер,автоматического измерения дебита скважин,подключенного к Спутнику, 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 происходят автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер. Спутник А работает по задаваемой программе, обеспечивающей поочередное подключение на замер скважин на строго определенное время.

Спутник А выпускается на рабочее давление 15,7*10^5 Па и 39,3*10^5Па, на максимальную производитеьность скважин по жидкости 400 м3/сут и вязкость жидкости не более 80 сСт.Паспортная погрешность измерения дебита жидкости Спутником А колеблется в пределах ±2,5%.Блоки Спутника А могут быть обогреваемы и поэтому они рассчитаны для применения на площадях нефтяных месторождений имеющих низкие температуры окружающей среды.

Недостатками Спутника А является невысокая точность измерения расхода нефти расходомером турбинного типа, обусловленная плохой сепарацией газа от нефти в гидроциклоннрм сепараторе вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа.

Спутник В предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе, автоматического измерения дебита ссвободного газа.

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

Спутник Б40 предназначен для автоматического переключения скважин на замер позаданной программе и автоматического измерения дебита по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На Спутнике Б40 установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воы в потоке; так же автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа.

При помощи Спутника Б40, так же как Спутника Б и Спутника А, можно измерять раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

Разработан также Спутник Б40-24, который отличается от Спутника Б40 лищь числом подключенных скважин- к нему можно подключить 24 скважины.

 

Рекомендуемые страницы:

lektsia.com

Установка групповая замерная

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа на групповых установках. Установка содержит технический блок из ряда входных от скважин трубопроводов, переключающее устройство, гидравлическую станцию и микропроцессор. Трубопроводы с установленными на них обратными клапанами соединены через задвижки с коллектором и с замерным сепаратором, оснащенным технологической арматурой. Гидравлическая станция и микропроцессор подключены к замерному сепаратору. Технический блок оборудован отстойниками механических примесей. Переключающее устройство выполнено в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом, встроено в гидросистему установки с помощью импульсных трубок и подключено к исполнительным механизмам переключателей потоков, к солиноидным пилотным клапанам и через них связано с гидравлической станцией и микропроцессором. Обеспечивается непрерывный контроль за группой скважин и каждой в отдельности в режиме реального времени.

 

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа на групповых установках.

Известна групповая измерительная установка для измерения дебита (суточной производительности) скважин, подключенная к одной групповой установке («Блочное автоматизированное оборудование для сбора и подготовки нефти, газа и воды. ТНТО, под редакцией В.А. Малецкого. М., ВНИИОЭНГ, 1974 г.).

Недостатками установки являются невысокая производительность и надежность контроля работы скважин.

Известна также групповая замерная установка - устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках типа «Спутник А», содержащая механизм переключения скважин, общий трубопровод (выходной), сепаратор и средства измерений объема нефти: измерительную установку, счетчик и др. (Исаакович Р.Я., Логинов В.И., Попадько В.Е. Автоматизация производственных процессов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1983, с.314-323).

Недостатком аналога является то, что установка измеряет дебит только одной из скважин путем ее подключения к средствам измерений, в то время как продукция других скважин (общее количество которых может достигать 25) по общему выходному коллектору поступает в общий (выходной) трубопровод без контроля их дебита. Измерение дебита одной скважины длится 4-24 часа, а период бесконтрольной работы может составлять до 10 суток и более, т.е. оперативность и надежность контроля дебита скважин очень низка, что не позволяет своевременно выявить снижение дебита и простои скважин.

Известно также устройство для измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках, содержащее узел переключения скважин, измерительную установку и общий выходной трубопровод, при этом вход измерительной установки соединен с общим выходным коллектором узла переключения скважин, а измерительный трубопровод узла переключения скважин соединен байпасным трубопроводом с общим выходным трубопроводом измерительной установки. Кроме того, измерительный трубопровод и общий выходной коллектор узла переключения скважин соединены через отводящие трубопроводы разъемами с передвижной измерительной установкой для исследования скважин (патент РФ №2196229, Е21В 47/10, 2003.01.10).

Недостатком аналога является отсутствие непрерывного измерения дебита нефтяных скважин, а также циклический характер измерений дебита одной скважины, что отрицательно сказывается на технологических режимах работы скважины.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к заявляемой является установка групповая замерная, содержащая технический блок из ряда входных от скважин трубопроводов с установленными на них обратными клапанами и соединенными с одной стороны через задвижки с коллектором, а с другой - также через задвижки с переключающим устройством, расположенным в центре между входными трубопроводами, соединенными, в свою очередь, с замерным сепаратором, причем коллектор снабжен задвижкой, а замерный сепаратор - технологической арматурой. Магистральные оси задвижек, расположенных между коллектором и переключающим устройством, продольная ось коллектора, вертикальная ось переключающего устройства и вертикальная ось замерного сепаратора расположены в одной плоскости. Центральная задвижка расположена на трубопроводе между коллектором и переключающим устройством в общей с ними вертикальной плоскости. Замерный сепаратор установлен вертикального типа, верх которого соединен с переключающим устройством посредством наклонного гребенчатого сепаратора отделения газа, а низ - через выходной патрубок соосно с коллектором, установленным с зазором относительно настила, необходимым для обслуживания, например, 300 мм (Патент РФ №2219428, Р17Д 3/18, опубликован 20.12.2003).

Недостатками прототипа являются:

- высокая металлоемкость и сложность ремонта конструкции установки и, в частности, переключающего устройства;

- возможность измерять дебит только одной из скважин, в то время как продукция других скважин поступает в общий выходной трубопровод и не контролируется;

- ограниченное количество подключаемых скважин.

Задачей изобретения является расширение функциональных возможностей за счет контроля группы скважин, упрощение конструкции и повышение надежности эксплуатации установки групповой замерной.

Технический результат - непрерывный контроль за группой скважин и каждой в отдельности в режиме реального времени.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что в установке групповой замерной, ссодержащей технический блок из ряда входных от скважин трубопроводов с установленными на них обратными клапанами и соединенными через задвижки с коллектором, замерный сепаратор с технологической арматурой и переключающее устройство, задвижки, согласно изобретению, технический блок с входными от скважин трубопроводами оборудован отстойниками механических примесей, переключающее устройство выполнено в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом, встроено в гидросистему установки с помощью импульсных трубок и подключено к исполнительным механизмам переключателей потоков, солиноидным пилотным клапанам и через них связано с гидравлической станцией и микропроцессором, подключенным к замерному сепаратору с технологической арматурой.

Существо изобретения поясняется чертежом, где представлена схема заявляемой установки.

Установка групповая замерная, содержит технический блок 1 из ряда входных от скважин трубопроводов 2 с установленными на них обратными клапанами 3 и соединенными с одной стороны через задвижки 4 с коллектором 5, а с другой - также через задвижки 6 с замерным сепаратором 7, который снабжен технологической арматурой 8 и наряду с этим установка содержит переключающее устройство 9 с управляемым приводом 10 и микропроцессор 11. При этом технический блок 1 с входными от скважин трубопроводами 2 оборудован отстойниками 12 механических примесей, а переключающее устройство 9 в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом 10 встроено в гидросистему 13 установки с помощью импульсных трубок 14 и подключено к исполнительным механизмам 15 переключателей потоков 16, солиноидным пилотным клапанам 17 и через них связано с гидравлической станцией 18 и микропроцессором 11, подключенным к замерному сепаратору 7 с технологической арматурой 8.

Установка работает следующим образом. Добываемая среда от скважин по входным трубопроводам 2 с установленными на них обратными клапанами 3, через задвижки 4 технического блока 1 поступает в отстойники 12 механических примесей и далее через переключатели потоков 16, управляемых исполнительными механизмами 15 от переключающего устройства 9 с импульсными трубками 14 и управляемым приводом 10 через задвижки 6 в замерный сепаратор 7 с технологической арматурой 8. В замерном сепараторе 7 добываемая среда разделяется на фракции: газ, нефть, вода и производится замер каждой фракции, после чего она поступает в коллектор 5 (Способ и методика замера фракций к самому изобретению не относится). Установка работает в зависимости от заданной микропроцессором 11 программы, которая реализуется гидросистемой 13 с солиноидными пилотными клапанами 17 через гидравлическую станцию 18 и переключающее устройство 9 с импульсными трубками 14 и управляемым приводом 10.

Условия эксплуатации и ремонта установки улучшаются за счет того, что технический блок с входными от скважин трубопроводами оборудован отстойниками механических примесей. Переключающее устройство в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом обеспечивает возможность замера всей группы скважин без одной или каждой в отдельности и по очереди, так как встроено в гидросистему установки с помощью импульсных трубок, подключено к исполнительным механизмам переключателей потоков, солиноидным пилотным клапанам и через них связано с гидравлической станцией и микропроцессором, подключенным к замерному сепаратору с технологической арматурой.

Преимуществом заявляемой групповой замерной установки является возможность непрерывного контроля за группой скважин и каждой в отдельности в режиме реального времени при наличии простой и надежной в эксплуатации конструкции.

Установка групповая замерная, содержащая технический блок из ряда входных от скважин трубопроводов с установленными на них обратными клапанами и соединенными через задвижки с коллектором и с замерным сепаратором, оснащенным технологической арматурой, и переключающее устройство, отличающаяся тем, что она снабжена гидросистемой с гидравлической станцией и микропроцессором, подключенным к замерному сепаратору с технологической арматурой, а технический блок с входными от скважин трубопроводами оборудован отстойниками механических примесей, при этом переключающее устройство выполнено в виде гидравлического распределителя с управляемым приводом, встроено в гидросистему с помощью импульсных трубок и подключено к исполнительным механизмам переключателей потоков, к солиноидным пилотным клапанам и через них связано с гидравлической станцией и микропроцессором.

www.findpatent.ru