2.2.2. Автоматизированные групповые замерные установки

Дебит продукции скважин измеряют с помощью индивидуальных и груп­повых замерных установок.

Индивидуальная сепарационно-замерная установка обслуживает только одну скважину. Она состоит из одного газосепаратора, 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. Замер количества продукции скважи­ны заключается в определении высоты наполнения мерника за какой-либо промежуток времени.

Групповая сепарационно-замерная установка самотечной системы (ГСЗУ) обслуживает несколько скважин. Она состоит из газосепараторов первой и второй ступеней, замерного газосепаратора, мерника, распредели­тельной батареи и трубопроводов. Продукция скважин направляется в рас­пределительную батарею. При включении одной скважины на замер продук­ция всех других скважин смешивается и поступает в сборный коллектор без замера.

Групповая сепарационно-замерная установка системы Барояна-Везирова состоит из замерного газосепаратора, распределительной батареи, мани- фольда 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 УКПН. 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 сборный пункт или УКПН [46,57].

На рис. 2.10 представлена ГСЗУ - модульный блок кустового распреде­лительного устройства (манифольд) на четырнадцать скважин в комплекте с проверочными и измерительными сепараторами.

В современных напорных герметизированных системах сбора и транспор­та продукции скважины в основном используют автоматизированные груп­повые замерные установки типа "Спутник".

Автоматизированная установка "Спутник-А", представленная на рис. 2.11, 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 соответственно.

Установка состоит из следующих блоков: многоходового переключате­ля скважин, установки измерения дебита, гидропривода, отсекателей, блока местной автоматизации (БМА).

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. Продукцию данной скважины направляют в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей; продукцию остальных скважин, минуя газосепаратор, - в сборный коллектор на УКПН.

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 в 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.

Следующая скважина включается на замер по команде с БМА с помо­щью гидропривода.

Параметры установок типа "Спутник" приведены в табл. 2.1.

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

Кроме установки "Спутник-А" применяются установки "Спутник-Б" и "Спутник-В". На некоторых из этих установок имеются автоматические вла­гомеры непрерывного действия для определения содержания воды в про­дукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. При отсутствии влагомераизмерения проводят с помощью прибора Дина- Старка. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники и вентили.

Количество газа по каждой скважине на АГЗУ измеряют дифференциаль­ными манометрами и диафрагмами.

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется на установки сепарации, оттуда - на установку подготовки нефти. Здесь расход газа измеряют самопишущими расходоме­рами, например, ДП-430 и ДП-632 или более современными модификация­ми. Механические примеси в нефти определяют по простой методике: пробу нефти разбавляют бензином, фильтруют, высушивают и твердый остаток взвешивают. Количество солей в нефти устанавливают с помощью лабора­торного анализа. На рис. 2.12 представлен блочный сборный коллектор неф­ти на тринадцать скважин.