14.2. Установки и сооружения систем сбора и транспорта нефти и газа

14.2.1. Замерные установки

На практике применяют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.

Групповые замерные установки: типа ЗУГ (замерная установка групповая), АГУ (автоматизированная групповая установка), АГЗУ (автоматизированная групповая замерная установка).

Блочные автоматизированные замерные установки «Спутник А», «Спутник Б», «Спутник В». Установка «Спутник А» — базовая конструкция этой серии.

Существует три модификации установок «Спутник А, Спутник А-16-14/400, Спутник А-25-10/1500, Спутник А-40-14/400. В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление (в 0,1 мПа), на которое рассчитана установка, вторая — число подключенных к групповой установке скважин, третья — наибольший измеряемый дебит (в м³/сут). Конструктивное исполнение этих установок в виде закрытых блоков с обогревом позволяет эксплуатировать их в районах с суровыми климатическими условиями (они рассчитаны на работу при температуре окружающей среды от минус 55 до плюс 50° С при относительной влажности воздуха до 80%). Автоматизированная сепарационно-замерная установка типа «Спутник А» предназначена для автоматического измерения дебита скважин, для контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов. Рассчитана она на давление 1,6 МПа (16 кгс/см²) и 4 МПа (40 кгс/см²).

Установка «Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего и блока КИП и автоматики. Оба блока монтируются на специальных рамных осно­ваниях для возможности их транспортирования железнодорожным, автомобильным и водным транспортом. В отличие от установки «Спутник А» в «Спутник Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и необводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа, отсепарированного в измерительном сепараторе, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

На установках типа «Спутник В» и «Спутник ВР» дебит скважины измеряется в вертикальном сепараторе по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса вибрационно-частотного типа. При этом регистрируется время заполнения измерительного сепаратора. По истечении одного цикла заполнения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий коллектор и цикл измерения повторяется. Данные по измерению дебита жидкости передаются в пересчетное устройство, окончательные результаты измерений в единицах массы поступают в накопленное устройство телемеханики. Принцип работы автоматизированных замерных установок показан на примере ЗУГ-5, являющейся прообразом установки «Спутник А». На установке (рис. 67) обеспечивается переключение скважин на замер по программе, определяемой с помощью реле времени, смонтированного в блоке автоматики.

Гидропривод 5 включается за счет давления масла в цилиндре переключателя 4. При вращении поворотного патрубка 6 на очередную скважину переключается многоходовый переключатель 2. Продукция от скважины 1, переключенной на замер, по трубопроводу 7 поступает в гидроциклонный сепаратор 8, где газ отделяется от нефти. Газ по трубопроводу 13 направляется в нефтяной коллектор 3.

Нефть из гидроциклонного сепаратора 8 по трубопроводу 9 поступает в нефтесборник 10. По мере повышения уровня нефти в нефтесборнике поплавок 11всплывает и закрывает заслонку 12 газовой линии сепаратора. Давление в сепараторе повышается, и нефть начинает поступать по трубопроводу 15 через турбинный расходомер 16 в общий коллектор 3 по трубопроводам 17 и 13. При снижении уровня в нефтесборнике 10 поплавок опускается и открывает заслонку 12 на газовой линии сепаратора. Давление между сепаратором и коллектором выравнивается, и цикл накопления жидкости в нижней емкости сепаратора повторяется.

Рисунок 67. Установка ЗУГ-5

Таблица 26 Характеристика автоматизированных групповых замерных установок

Параметр	ЗУГ-1	ЗУГ-2	ЗУГ-5	«Спутник А»	АГУ-3	АГЗУ-1
Рабочее давление, МПа (кгс/см²)	≈1 (10)	≈6 (64)	≈2 (16); ≈2,5 (25); ≈4 (40)	≈2 (16); ≈2,5 (25); ≈4 (40)	≈2,5 (25)	≈1 (10)
Число подключаемых скважин	До 14	До 14	До 14	До 14	До 12	До 6
Максимальный дебит одной скважины, т/сут	250	400	400	400	250	400
Максимальное содержание газа в жидкости, м³/Т	200	200	200	200	200	200
Температура окружающей среды, ºС	±50	±50	±50	±50 -30	±50 -30	+50
Вязкость , сСт	80	80	80	80	15	60
Погрешность измерения, %	±2,5	±2,5	±2	±2	±2,5	±3

Жидкость из нефтесборника 10 может при необходимости поступать в общий коллектор 3 по линии 14, минуя расходомер 16. Продукция всех остальных скважин через многоходовой переключатель 2 направляется в выкидной коллектор 3. Дебит скважин замеряется на блоке местной автоматики путем регистрации количества жидкости, прошедшей через счетчик.