49 Методы измерения продукции скв-н
Д/измер-я массы сырой н и V нефт (попутного) г по отд скв-не прим-ют безсепарационный и сепарационный м-ды. К безсепарационным м-дам относят м-ды с исп-ем мультифазных измерит установок, кот позволяют непоср-но опр-ть расходы н, г и воды в потоке. В связи с выс стоимостью этих установок они практически не прим-ся. К сепарац м-дам относят м-ды, основ-е на разделении в сепараторе смеси на нефтяной газ и сырую н. V-ый расход г измеряют счетчиком г, а н накапливают в емкости, t-я накопления фиксируют и измеряют кол-во н и воды след м-дами.
К безсепарац м-дам относят: м-д с исп-ем мультифазных установок, позв-й непосредственно опр-ть расходы н, нефтяного ги воды в потоке
К сепарац методам относят:
1) М-д с отстоем воды, при кот сырую н выдерживают в емкости до расслоения на пластовую воду и н. Затем воду и н сливают отд-но, измеряя их массы прямым м-дом динамич измер-й.
1
– сепарац емкость; 2 – накопит
(измерительная) емкость; 3 – измеритель
расхода г, н и воды.
2) Прямой м-д измерения массы сырой н, когда массу измеряют прямым м-дом статич измерений или прямым м-дом динамич измерений при сливе. С пом влагомера в сливе или в лаборатории при отобранной пробе измер. содерж-е воды в сырой н. На основе эти д-х вычисляют массу воды и н.
1
– сепарац емкость; 2 – накопит
(измерительная) емкость; 3 – измеритель
расхода H;
4 – д-к веса, реализ прямой м-д статич
измер-я массы сырой н.
5 – масс расходомер
сырой н; 6 – поточный водомер.
3) М-д основан на гидростатич принципе, когда массу сырой н измеряют косв м-дом. Д/этого измеряют гидростатиче Р сырой н и ее V. С пом влагомера при сливе или в лаборатории по отобранной пробе измеряют содержание воды в сырой н, на основании чего вычисляют массу воды и н.
1
– сепарац емкость; 2 – накопит емкость;
3 – измеритель расхода н; 4 – д-к гидростатич Р;
5 – д-к ур-ня (уровнемер)
50 Состав оборудования и алгоритм работы автоматизированной групповой замерной установки типа «Спутник»
Переключение на очередную скважину осуществляется после окончания времени замера предыдущей скважины, которое обычно составляет от 2 до 24 часов. Чем меньше дебет, тем больше времени длится замер для сохранения требуемой точности измерения. После переключения начинается отсчет времени коррекции, tкор=10…15мин., которая необходима, чтобы освободить ЗУ от продукции предыдущей скважины. После окончания tкор расходомер ТОР подключается к электромеханическому счетчику очередной скважины. Если за это время не поступит ни одного импульса,то начинается переключение на следующую скважину аналогично описанного выше. Если подача есть, то переключение заканчивается, и скважина оставляется на замер.
Автоматизация дожимной насосной станции (днс).
ДНС предназначена для первой ступени предварительного сброса воды из продукции скважин и последующей перекачки к центральным пунктам сбора (ЦПС) на установки подготовки нефти.
С точки зрения управления ДНС характеризуется разнообразием технологических схем и количеством технологического оборудования в каждом конкретном случае. В простейшем варианте на ДНС реализуется одноступенчатая сепарация газожидкостной смеси с дальнейшим транспортом газа под давлением сепарации и перекачка жидкой фазы на ЦПС и КНС.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ДНС.
Э
мульсия
направляется в устройство предварительного
отбора газа (УПОГ) – депульсатор,
выполненный в виде наклонной трубы. Газ
поступает в газосепаратор Е4, а жидкость
в отстойник Е1. В сепараторе Е4 при
давлении 0,8Мпа происходит отбор газа.
Из отстойника Е1 обводненная нефть
поступает в буллит Е3 для дальнейшего
разгазирования. Вода из отстойника Е1
сливается в буллит Е2, где происходит
отстой воды, откуда она направляется
на КНС через фильтры Ф, расходомер FE,
насосами Н2. Из буллита Е3 нефть поступает
на прием насоса Н1 и через фильтр и
расходомер FE
откачивается по напорному нефтепроводу
на ЦПС. Для улучшения отделения нефти
от воды и противокоррозионной стойкости
оборудования используются установки
дозирования реагента (УДР) типа БР-2,5 и
БР-10. Для аварийного опорожнения аппаратов
и сбора утечек из насосов, а также
дренажных стоков предусмотрена емкость
Е5, оборудованная контрольными приборами,
обеспечивающие автоматическую откачку
жидкости с использованием насосов Н3
при достижении верхнего уровня. В
качестве расходомеров обычно используются
турбинные преобразователи расхода типа
“ТУРБОКВАНТ”.
ОБЪЕМ АВТОМАТИЗАЦИИ ДНС.
Местный контроль уровня, температуры и давления во всех сепараторах, а также в узлах учета нефти и газа.
Сигнализация отключения насосных агрегатов, придельных значений уровня во всех емкостях.
Местное управление всеми электроприводами и исполнительными механизмами (задвижками, клапанами и т. д.).
Автоматическое регулирование давления в газовых сепараторах и производительности насосных агрегатов по уровню жидкости в буллитах.
Автоматическое управление основными насосными агрегатами, например, отключение при достижении жидкости нижнего уровня в буллитах Е2, Е3.
Автоматическая защита насосов откачки при повышении температуры в подшипниках, увеличении вибраций и т. д.
Формирование и передача на диспетчерский пульт информации о состоянии ДНС.