книги / Сбор и подготовка нефти, газа и воды к транспорту
..pdfСхема емкостного датчика приведена на рис. 10. На верхнем
отводе датчика |
показан вывод для замера емкости конденсатора С, |
||||||||||
а на нижнем отводе — подключение электротермометра Т с темпе |
|||||||||||
ратурным |
мостом. |
|
|
покрывается |
|||||||
Корпус |
1 |
изнутри |
|||||||||
эпоксидной |
смолой |
или |
бакелитом |
||||||||
для защиты от коррозии и отложе |
|||||||||||
ний парафина. На верхнем фланце 6 |
|||||||||||
монтируется внутренний электрод 3, |
|||||||||||
особенностью которого |
является на |
||||||||||
личие |
регулятора |
его |
длины, |
дей |
|||||||
ствующего при помощи вращающегося |
|||||||||||
штока 4. |
Роль |
|
защитного покрытия |
||||||||
выполняет стеклянная труба 2, кото |
|||||||||||
рая при помощи специального |
коль |
||||||||||
ца 8 |
и стального |
патрубка 7 |
кре |
||||||||
пится к верхнему фланцу 6. |
Внутри |
||||||||||
трубы |
на |
|
длине |
200 мм наносится |
|||||||
путем |
распыления |
слой |
|
серебра, |
|||||||
являющегося |
внутренним |
электро |
|||||||||
дом 3 |
датчика. |
Вращая |
штурвал 5 |
||||||||
вместе со штоком 4, можно выдвигать |
|||||||||||
из электрода 3 на требуемую длину |
|||||||||||
металлический цилиндрик 9, контак |
|||||||||||
тирующий с серебряным покрытием, |
|||||||||||
и таким |
образом |
настраивать |
вла |
||||||||
гомер |
на |
измерение различных сор |
|||||||||
тов нефти и с различной обводнен |
|||||||||||
ностью. На верхнем |
фланце |
6 |
ука |
||||||||
зано стрелкой |
|
направление |
враще |
ния штурвала 5 для |
регулирования |
Рис. |
10. Схема емкостного |
датчика |
||||||||||
величины |
емкости |
датчика. |
|
|||||||||||
|
|
|
плагомера УВН-2. |
|
|
|||||||||
|
В |
качестве внешнего |
заземлен |
1 — сварной |
корпус; |
2 — стеклянная |
||||||||
ного |
электрода |
используется |
кор |
труба; |
|
3 — электрод; |
4 — регулятор |
|||||||
длины |
|
электрода; 5 — штурвал; |
6 и |
|||||||||||
пус |
1 датчика. |
|
|
|
|
10 — соответственно |
верхний |
и |
ниж |
|||||
Шкала |
влагомера отградуирова |
ний |
фланцы; |
7 — стальная |
труба; |
|||||||||
8 — кольцо для крепления стеклянной |
||||||||||||||
на |
в |
процентах |
объемного |
содер |
трубы; |
9 — металлический цилиндрик; |
||||||||
жания |
воды. |
Датчик |
влагомера |
|
|
Ю — заглушка. |
|
|
||||||
устанавливается |
в |
вертикальном |
|
|
|
|
|
|
|
положении и должен пропускать через себя всю жидкую продукцию скважины (нефть + вода).
На точность измерения этим прибором количества пластовой воды в нефти значительное влияние оказывают изменение темпера туры нефтеводяной смеси, ее однородность, газовые пузырьки в потоке жидкости и напряженность электрического поля в датчике. Для более точного измерения содержания воды в нефти необходимо предохранять датчик от попадания в него пузырьков газа, так как он имеет низкую диэлектрическую проницаемость (е = 1). Точность
31
показаний описываемого влагомера зависит также от однородности потока: чем однороднее поток, т. е. чем более одноразмерны частички воды в нефти, тем выше точность показаний прибора. По указанным выше причинам датчик устанавливают вертикально, и поток жид кости перед поступлением в датчик должен тщательно перемеши ваться.
Датчик влагомера работает обычно при постоянном напряжении электрического поля и переменной частоте в диапазоне от 0,1 до 2,0 Мгц, а для учета температурных изменений потока, сильно влия ющих на точность измерений, в приборе предусмотрена температур ная компенсация.
Измерение диэлектрической постоянной нефтеводяной смеси основывается на формуле Винера, имеющей вид:
где ев и ен — диэлектрические постоянные воды и нефти; W — объемное содержание воды в нефти.
Определение количества прошедшей по датчику влагомера чистой нефти сводится к вычислению интеграла:
где q — мгновенный расход смеси; W — мгновенное значение влаж ности нефти.
Эта задача решается сравнительно просто при непрерывном получении данных, выдаваемых влагомером объемного содержания воды в нефти.
2. Механические примеси в нефти (глина, песок, песчаник и т. д.) определяется весовым методом, сущность которого состоит в следу ющем. Пробу нефти разбавляют бензином, а затем фильтруют. Твердый остаток на фильтре промывают бензином, после чего поме щают вместе с фильтром в сушильный шкаф. Высушенный при определенной температуре твердый остаток извлекают из шкафа
иколичество его взвешивают.
3.Количество солей в нефти определяют лабораторным анали затором ЛАС-1. Навеску пробы нефти предварительно растворяют
врастворителе (смесь ксилола, бутилового и этилового спиртов), затем измеряют проводимость полученного раствора на переменном токе. Значение тока при заданном напряжении является мерой содержания солей. Перед началом работы строят калибровочный график в координатах: сила тока — содержание солей, по которому
инаходят содержание их в исследуемой пробе нефти.
32
§ 4. АВТОМ АТИЗАЦИЯ ЗАМ ЕРА ПРО ДУКЦ И И СКВАЖ ИН
Выше отмечалось, что автоматизация замера продукции скважин при самотечной системе сбора практически была трудно осуществи мой. Автоматизация замера стала возможной только с внедрением на площадях нефтяных месторождений герметизированной напорной системы сбора и подачи продукции скважин к групповым замерным установкам.
1
Рис. 11. Автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-1 института Гнпровосток-
, |
нефть. |
— задвижки; 4 — |
1 — выкидные линии |
от скважин; 2 — поршневой переключатель; 3 , 9 |
|
фильтр; 5 — труба; |
6 — гидроциклонный сепаратор; 7 — турбинный |
счетчик жидкости |
ВВ-80-ТИ; 8 — заслонка; 10 — нефтесборный коллектор; 11— предохранительный клапан; 12 — камерная диафрагма для замера газа; 13 — регулятор перепада давления; 14 —Jnpcmi- вогруз; 15 — поплавок.
В настоящее время применяются три системы автоматизированных групповых замерных установок: одна из них разработана институ том Гипровостокнефть, другая — Октябрьским филиалом ВНИИКанефтегаз, третья — Грозненским филиалом ВНИИКАнефтегаз.
На рис. 11 приведена принципиальная технологическая схема автоматизированной групповой замерной установки АГЗУ-1 инсти тута Гипровостокнефть. АГЗУ-1 является элементом напорной гер метизированной системы сбора нефти, газа и воды и предназначена для автоматического замера дебита жидкости и газа скважин, под ключенных к установке. Замерная установка оснащена средствами ав томатизации для работы без постоянного обслуживающего персонала.
3 Заказ 7<13 |
33 |
Она запроектирована с местным съемом показателей дебитов скважин и работает следующим образом,
Нефтегазовый поток от каждой скважины поступает на поршне вой переключатель 2, приводимый в действие электродвигателем. На время замера продукция исследуемой скважины через поршне вой переключатель 2, задвижку 3, фильтр 4 и трубу 5 поступает в гидроциклонный сепаратор 6. Разгазированная нефть поступает, из сепаратора 6 на замер и, пройдя турбинный счетчик 7 ВВ-80-ТН,
Рнс. 12. Групповая замерная установка ЗУГ-5 Октябрьского филиала ВНИИКАнсфтсгаз.
1 — обратный клапан; 2 — задвижка; 3 — многоходовой переключатель скважин ПСМ-1; 4а — общий выкидной патрубок; 4 — замерная линия для одной скважины; 5 — отсекателн;
6 — гидроциклонный |
сепаратор; |
7 — турбинный расходомер |
ТОР-1; |
8 — приемная |
труба |
||
турбинного |
расходомера; 9 — поплавок; 10 — заслонка |
на газовой |
линии; 11 — элсктро- |
||||
контактный |
манометр; |
12 — блок местной автоматики |
БМА; |
13а — гидропривод; |
13 — |
||
• электродвигатель гидропривода; |
14 — силовой цилиндр для переключения скважин на за |
||||||
|
|
мер; |
15 — каретка переключателя. |
|
|
|
заслонку 8 и задвижку 9, направляется в нефтесборный коллектор 10, ведущий к сепараторам первой ступени. Газ из сепаратора 6, пройдя диафрагму 12, регулятор перепада давления 13, направляется в общий коллектор 10 и вновь смешивается с нефтью.
Технологическая схема АГЗУ-1 обеспечивает: автоматическое переключение скважин на замер, не прерывая потока нефтегазовой смеси от остальных скважин; сепарацию газа от жидкости исследуе мой скважины и подачу жидкости и газа на замер (жидкости — тур бинным счетчиком 7, газа — диафрагменным расходомером 12)\ смешение газа с жидкостью за счетчиком 7 для дальнейшего транс порта их до сепарационной установки первой ступени; отключение замерной установки в случае нарушения технологического режима работы скважины и подачу продукции всех скважин в общий кол лектор 10.
Уровень жидкости в гидроциклонном сепараторе регулируется поплавком 15 и заслонкой 8 на нефтяной линии.
Регистрация показаний счетчика 7 производится по месту счет чика импульсов, устанавливаемых на АГЗУ-1 по числу подключенных
34
скважин. Счетчик 7 состоит из литого корпуса, вертушки, струевыпрямителя, редуктора счетного механизма и преобразователя импульсов с магнитоуправляемым контактом. Относительная погреш ность показания счетчика 7 равна ±5% .
На рис. 12 приведена принципиальная технологическая схема ЗУГ-5 (замерная установка групповая), разработанная Октябрьским филиалом ВНИИКАнефтегаз. Установка работает следующим обра зом. Продукция всех скважин, подключенных к установке, поступает через обратный клапан 1 и задвижку 2 в многоходовой переключа тель 3. Из многоходового переключателя продукция всех скважин кроме одной направляется через общий выкидной патрубок 4а
всборный коллектор. Продукция одной скважины через замерную линию 4 направляется в гидроциклонный сепаратор 6, где происхо дит отделение газа от жидкости и измеряется количество ее турбинным счетчиком 7. Переключение скважин на замер осуществляется попрограмме, устанавливаемой при помощи реле времени в блоке местной автоматики БМА. Результаты измерений жидкости фикси руются на счетчике в БМА. Отсутствие подачи фиксируется на счет чиках скважин в БМА сигнальной лампочкой и передачей сигнала
всистему телемеханики. Блокировка скважин производится путем перекрытия выкидного и замерного коллекторов отсекателями 5. Турбинный расходомер жидкости 7 установлен выше уровня жид кости в гидроциклонном сепараторе, благодаря чему при открытой
заслонке 10 на газовой линии жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. По мере повышения уровня, жидкости в нижней емкости поплавок 9 всплывает и закрывает заслонку 10 на газо вой линии сепаратора. Давление в сепараторе повышается, и жид кость начинает поступать через расходомер 7 в общий кол лектор.
При снижении уровня жидкости в нижней емкости сепаратора поплавок 9 опускается и открывает заслонку 10 на газовой линии сепаратора. Давление между сепаратором и коллектором выравни вается, и цикл накопления жидкости в сепараторе повторяется. Дебит определяется путем регистрации на БМА количества жидкости, прошедшей через расходомер 7. Зная процент обводненности про дукции скважины, который определяется по анализу пробы, и коли чество прошедшей через расходомер жидкости, можно легко под считать количество «чистой» нефти.
Следующая скважина переключается на замер через определен ное время, задаваемое реле времени в БМА. При срабатывании реле времени включается электродвигатель 13 гидропривода 13а, и в цилиндре привода переключателя 14 создается давление, под действием которого перемещается шток привода переключателя, в результате чего каретка 15 многоходового переключателя передви гается и подключает следующую скважину на замер.
Время замера каждой скважины устанавливается геологической службой. Работа системы рассчитана на автоматический режим и не требует постоянного обслуживающего персонала. Погрешность
3* |
35- |
измерения дебита ±2,5% при диапазоне изменения дебита скважин от 10 до 400 м3/сутки.
Для автоматизации замера продукции скважин, расположенных на месторождениях Севера, разработана установка, называемая «Спутник-A», которая отличается от ЗУГ-5 лишь отапливаемой теплоизолированной кабиной.
К недостаткам в работе ЗУГ-5, а следовательно, и «Спутника-А» следует отнести невозможность раздельного сбора чистой и обвод ненной нефти и невысокую точность измерения расхода жидкости расходомером турбинного типа вследствие попадания в него пузырь ков газа.
Вюжных районах и, в частности, на Грозненских месторождениях
ив Туркмении для измерения дебита нефтяных скважин сравни тельно широко применяются массовые дебитомеры. Массовый дебитомер (рис. 13) состоит' из двух измерительных сосудов 1 и 2, кача ющихся вокруг оси 3. Пределы качаний ограничены упорами 4 и 3.
Кзадней стенке сосудов прикреплены противовесы 6. Ось вращения 3 устанавливается таким образом, что центр тяжести пустого сосуда
лежит справа от оси и сосуд находится в вертикальном положении, опираясь на упор 4. При наполнении сосуда центр тяжести пере мещается влево от оси, и сосуд наклоняется до встречи с упо ром 5.
Нефть и пластовая вода поступают в сосуды 1 и 2 из трубы 15
взависимости от положения распределительного желоба 7, кача ющегося около оси 8. Полая ось 8 имеет отверстие 9, через которое жидкость тонкой струей поступает в один или другой сосуд по желобу 10. В положении, указанном на рисунке, нефть по желобам 7 и 10 поступает в сосуд 1. По достижении нефтью определенной высоты
всосуде поплавок 72, действуя на рычаг 12, перебрасывает желоб 7 на сосуд 2; в это время наполнение сосуда 1 еще продолжается по желобу 10 тонкой струей жидкости, поступающей через отверстие 9. Поверхность жидкости в сосуде 1 в это время «успокаивается». Когда масса жидкости в сосуде 1 достигнет определенного значения, сосуд опрокинется в положение, показанное пунктиром. Желоб 10
вэто время перебросится в сосуд 2. Сосуд 1 быстро опорожнится через сифон 13 и возвратится в первоначальное положение под действием противовеса 6. Для смягчения толчков, возникающих при опрокидывании сосудов, предусмотрены амортизаторы 14. Процесс наполнения и опорожнения сосуда 2 происходит аналогичным образом.
Число наполнений, а следовательно, и колебаний обоих сосудов отмечается счетным механизмом 16, показывающим массу прошедшей
через прибор нефти. |
Точность |
такого дебитомера весьма высокая |
н достигает от ±0,1 |
до 0,01%. |
Подобные приборы не нуждаются |
в поправках на температуру. |
|
Массовые дебитомеры для нефти выпускаются с объемом измери тельных сосудов от 0,5 до 50 л и производительностью от 0,2 до 6 м3/ч.
36
1 Mi. 2 — измерительные сосуды; |
3 — ось; 4 и 5 — ограничители; 6 — противовес; 7 — качающийся желоб; 8 — полая |
ось; |
9 — отверстие оси; 10 — желоб; |
11 — поплавок; 12 — рычаг; 13 — сифон; 14 — амортизатор; 15 — подводящая труба; |
16 — |
|
счетный механизм. |
|
К недостаткам этих дебитомеров относится невозможность работы их под давлением; кроме того, при вязкой и парафинистой нефти точность их показаний уменьшается.
На рис. 14 приведена принципиальная схема «Спутника-В14», разработанного Грозненским филиалом ВНИИКАнефтегаз для изме рения продукции скважин. К «Спутнику-В» можно' подключать максимально 14 скважин.
Рис. 14. Принципиальная схема «Спутннка-В» .
1 — распределительная батарея; 2 — емкость для шаров; з — штуцеры; 4 — трехходовые клапаны; 5 — замерная линия; 6 — трехходовые краны; 7 — коллектор обводненной нефти; в — коллектор безводной нефти; 9 — гамма-датчики нижнего и верхнего уровня жидкости; 10 — сепаратор; 11 — диафрагма; 12 — заслонка; 13 — сифон; 14 — тарированная емкость; 15 — тарированная пружина.
Измерение продукции скважин при помощи «Спутника-В» про исходит следующим образом.
Нефтегазовая смесь от скважин подается в распределительную батарею 1, где, пройдя штуцер 3, она попадает в трехходовой кла пан 4. Из трехходового клапана нефтегазовая смесь может напра вляться или в линию 5 для измерения нефти и газа в сепараторе 10 или в линию 8 — общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Переключение на замер как обводненных, так и безводных скважин производится автоматически через определенное время при помощи блока местной автоматики БМА и трехходовых клапа нов 4. Количество жидкости, попавшей в сепаратор 10, измеряется при помощи оттарированной емкости 14, гамма-датчиков 9, пода ющих сигнал уровней жидкости на БМВ, и плоской оттарированной пружины 15. Дебит жидкости (нефть + вода) определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гаммадатчиками верхнего и нижнего уровней 9, и регистрации времени накопления этой массы. Дебит чистой нефти определяется путем
38
сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.
Поясним это примером. Выразим массу смеси через GCM, массу нефти GH, массу воды GB. Тогда
откуда |
|
GCM= GH+ GB, |
(П.1) |
|||
|
бъ — GCM— GH. |
|||||
|
|
|
|
|||
|
Если эти формулы выразить через известный объем тарирован |
|||||
ной емкости |
14, то |
|
|
|
|
|
|
|
У = У. + У. = % - * £ - . |
(II.2) |
|||
|
|
|
|
|
Рв |
|
где FHи FB— объемы, занимаемые соответственно нефтью и водой |
||||||
в |
известной |
емкости V, в м3; |
рн и |
рв — плотность нефти |
и воды |
|
в |
кг/м3. |
|
|
|
|
|
|
Подставляя вместо GB его значение из выражения (II.1), полу |
|||||
чаем |
|
'Н |
Gm—Gv |
|
||
|
|
|
|
|||
|
|
V |
I ^см |
(II.3) |
||
|
|
Рн |
|
Рв |
||
или |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||
|
РпРв^ ~ Рв^н Н~ Рн (^СМ |
^н) |
Рв^Н + Рн^см "Рн^н- |
(П .4) |
Если обозначить pBF через массу М , то последнее выражение представится в следующем виде:
|
е . - pHpBZ p;Kgc" = g (M - G c ) . |
(И.5) |
|
где |
К = |
Рн |
|
|
Рв |
Рн |
|
При |
измерениях дебита жидкости «Спутником-В» |
считается, |
что плотности нефти и воды остаются постоянными. Таким образом, по формуле (II.5) легко найти массу нефти, так как К является известной величиной, М — то же, а масса смеси GCM, заполнившей емкость F, определяется по тарировочной кривой пружины 15. Результаты измерения пересчитываются в конкретные единицы (т/сутки) и фиксируются на соответствующих счетчиках в блоке местной автоматики.
Суточный дебит нефти каждой скважины определяется из выра жения
ЛS ^ H-1440
Y0—---- vTI »
где t — продолжительность замера скважины в мин.; 1440—число минут в сутках.
После того как тарированная емкость 14 наполнилась жидкостью и масса ее измерена, блок местной автоматики включает электро
39
гидравлический привод и заслонка 12 на газовой линии прикры вается. В результате этого в сепараторе 10 увеличивается давление и жидкость, скопившаяся в емкости 14, через сифон 13 выдавли вается в коллектор обводненной нефти 7. В связи с небольшим объемом тарированной емкости 14 (300 л) вся нефть, как чистая, так и обводнен..ля, направляется в коллектор 7. Замер количества газа осуществляется эпизодически диафрагмой 11.
При обводнении одной из скважин ее подключают для постоянной работы к коллектору обводненной нефти 7 через трехходовой крап 6, а измерять ее дебит можно описанным выше способом при помощи автоматически переключаемого трехходового клапана 4.
По мере запарафинивания выкидных линий их очищают резино выми шарами (см. рис. 34), проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2 через равнопроходные задвижки а.
Преимуществом данной групповой замерной установки является возможность переключения продукции обводнявшихся скважин в коллектор обводненной нефти, чего нельзя сделать при использо вании установок ЗУГ-5 или «Спутника-А».
Недостатки «Спутника-В» заключаются в следующем.
1. Согласно приведенным выше формулам пружина 15 измеряет массу жидкости, находящейся в тарированной емкости 14, и если сепарация газа от жидкости происходит неполностью, т. е. часть пузырьков газа остается в жидкости, то точность измерения дебита скважины может существенно снизиться.
2.Применение «Спутников-В» для измерения парафинистой нефти должно быть ограниченным, так как отложения парафина в тари рованной емкости 14 влияют на массу измеряемой жидкости.
3.С ростом дебитов скважин и вязкости-добываемой нефти точ ность измерения дебитов также должна падать по причинам, изло женным в п. 1.
§ 5. ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА НЕФТЯНОГО ГАЗА
При использовании напорных герметизированных систем нефтегазосбора с групповыми замерными установкамй, где осуществляется постоянный контроль за работой каждой скважины (особенно по нефти и воде), замерять количество газа следует эпизодически. Необходимость в эпизодических, а не постоянных замерах газа на автоматизированных замерных установках (АГЗУ, ЗУГ-5, «Спут- ник-А», «Спутник-В») связана с тем, что продукция скважин (нефть и газ) после замера на этих установках вновь смешивается и транс портируется по одному общему коллектору до сепаратора первой ступени или до центральной установки подготовки нефти.
Для эпизодического замера количества газа, добываемого вместе с нефтью из скважин, подсоединенных к автоматизированным груп повым замерным установкам, применяются обычные дифференциаль ные манометры и дроссельные устройства. В качестве дроссельного устройства могут применяться измерительные диафрагмы и сопла.
40