Установка для замера дебита скважин

В процессе разработки месторождения работа нефтяных скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде.

Измерение количества нефти, газа и воды по каждой сква­жине имеет важное значение как для техники и технологии сбо­ра и подготовки нефти, так и для анализа контроля и регулиро­вания процесса разработки месторождения.

Продукцию скважин можно измерять по-разному. Наиболее простыми и вместе с тем точными способами измерения расхо­да нефти и воды являются объемный и массовый.

Объемный способ дает удовлетворительные результа­ты, когда измеряют дебит однофазной жидкости (нефть, вода, газ), массовый же способ используется при измерении де­бита нефтегазовых смесей, поскольку газ ввиду малой массы почти не влияет на точность измерения.

При самотечной системе сбора нефти продукцию скважин измеряли объемным способом операторы, обслуживающие это оборудование.

Количество нефти и воды, поступающих из скважины в ин­дивидуальную сепарационно-замерную установку, измерялось или в замерном трапе, или в открытом мернике. Продукцию скважины в мернике замеряли рейкой с делениями или при по­мощи уровнемерных стекол, установленных на мерниках.

Для определения дебитов скважин по изменению уровней нефти и воды в мернике необходимо знать так называемую цену деления мерника, которая определяется по формуле

Зная обводненность нефти, определяют дебит скважины по нефти и по воде.

С внедрением герметизированной системы сбора продукции скважины описанный способ измерения дебита стал невозмо­жен. Для замера дебита нефтяных скважин при герметизиро­ванных схемах сбора нефти и газа внедрено множество различ­ных замерных установок, у которых имеется один общий при­знак-они рассчитаны на подключение группы нефтяных сква­жин, поэтому эти установки получили название групповых замерных установок.

В качестве примера групповых замерных установок рассмот­рим принцип работы установки типа АГМ-3, которая приме­няется в составе системы сбора нефти и газа Бароняна — Везирова. Она позволяет осуществлять автоматическое программное подключение скважин к замерному сепаратору и раздельно из­мерять дебит скважины по нефти и воде. Результаты измерения дебитов передаются на диспетчерский пункт. Предусмотрены телесигнализация на диспетчерский пункт и телеуправление с диспетчерского пункта.

Основными элементами установки АГМ-3 (рис 10) являют­ся пневматические трехходовые клапаны 3, осуществляющие подключение скважин к измерительному сепаратору 10 (их чис­ло соответствует числу скважин, подключаемых к данной груп­повой установке); сепаратор 10 для измерения продукции сква­жины раздельно по нефти и воде, пневматический распредели­тельный блок электропитания 6, датчики нижнего 17 и верхнего аварийного 8 уровней жидкости в сепараторе, клапан с мемб­ранным приводом для слива жидкости из сепаратора На дис­петчерском пункте (ДП) установки монтируются пульт управ­ления 13 и регистратор дебита 14.

Принцип действия установки заключается в следующем Продукция от скважин по выкидным линиям 2 подходит к груп­повой установке и попадает в общий коллектор 1. По команде с диспетчерского пункта или с помощью программного устрой­ства один из распределительных клапанов 3 отключает соответ­ствующую скважину от общего коллектора и направляет ее продукцию к измерительному сепаратору 10. После окончания измерения жидкость из сепаратора через клапан 16 сливается в общий коллектор. Время подключения скважины к сепарато­ру, время измерения, опорожнения сепаратора и последователь­ность измерения устанавливаются с помощью программного

Рис. 10. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки АГМ-3

устройства. Газ для пневматического распределителя 4 отби­рается из сепаратора, проходит фильтр 7 и регулятор дав­ления 5.

По прошествии заданного программным устройством време­ни с помощью перечисленных устройств происходит отключение скважины от измерительного сепаратора и перевод потока жидкости в общий коллектор. При этом автоматически вклю­чается телевизионное устройство 9ис помощью датчиков уров­ня начинается процесс измерения уровней нефти и воды в се­параторе.

В сепараторе вмонтирована труба // из немагнитного мате­риала, в которую на тросике 15 опускается индикатор датчика уровня. Вдоль трубы, прослеживая уровни нефти и воды, пере­мещаются два поплавка 12 с встроенными в них постоянными магнитами. Масса поплавков подобрана таким образом, что один из них (нижний) всегда плавает на разделе нефть-вода, а другой (верхний)-на поверхности нефти. Номера скважины фиксируются на диспетчерском пункте в регистрирующем уст­ройстве.

После окончания измерения уровней и слива жидкости из сепаратора к нему подключается следующая скважина и т. д.

Для условий эксплуатации высокодебитных месторождений объединением «Грознефть» была разработана автоматизированная групповая замерная установка АГЗУ-2000-64, рассчитанная на подключение пяти скважин с дебитами от 160 до 2000 т/сут и на работу при давлении 6,4 МПа.