15. Групповые замерные установки

Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б».

Примеры модификации установок первого типа: «Спутник А-8-400», «Спутник А40-14-1500», «Спутник А-40-14/400».

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см², на которое рассчитана установка, вторая – число подключенных к групповой установке скважин, третья – наибольший измеряемый дебит в м³/сут.

«Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока, КИП и автоматики.

Принципиальная схема установки «Спутник А» приведена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 – Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки «Спутник А»

Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 направляется в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ПЗ, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3.

Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается, и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м³) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий – дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения.

В установке «Спутник А» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчиков ТОР-1.

Аварийная блокировка скважин в установке происходит при давлении в общем коллекторе выше допустимого. В этом случае датчик давления ДД, установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан КСП-4, давление в системе гидравлического управления отсекателей ОКГ-З и ОКГ-4 падает, и они перекрывают трубопроводы 2 и 4.

Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе ПСМ-1 и выкидных линиях и к остановке скважин: фонтанных – за счет отсекателей, установленных на выкиде; механизированных – за счет отключения электропривода.

На установках типа «Спутник Б» принцип измерения продукции скважин тот же. Примеры обозначения их модификаций: «Спутник Б-40-14/400», «Спутник Б-40-24/400». Первая модификация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая – 24.

В отличие от «Спутника А» в «Спутнике Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и не обводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА‑СП‑40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др.

Установки типа БИУС-40 (рис. 4.2) разработаны в четырех модификациях БИУС-40-50, БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100 и БИУС-40-4-100 для подключения собственно одной, двух, трех и четырех скважин.

Установка БИУС-40 состоит из технологического блока и блока управления.

Рисунок 4.2 – Принципиальная схема установки БИУС-40

Газожидкостная смесь по выкидному коллектору скважин и трубопроводу 11 поступает в сепарационную ёмкость 1, где происходит отделение газа от жидкости. Газ отводится в выходной трубопровод 9 и смешивается с жидкостью. Расход газа для замера газового фактора, определяется переносным дифманометром по диафрагме 4. При определенном уровне накопленной в сепараторе жидкости поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку 3 на газовой линии и давление в сепараторе повышается. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом, установленного регулятором расхода 15, клапан последнего открывается и жидкость под избыточным давлением продавливается через счетчик ТОР-1-150 16 в выходной трубопровод.

Регулятор расхода, независимо от дебита подключенной скважины, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с расходами, указанными в документации счетчика. При определенном нижнем уровне поплавок через систему рычагов открывает заслонку, давление в сепараторе снижается, клапан регулятора расхода перекрывает нефтяную линию и цикл повторяется. Счетчик ТОР-1-50 интегратором суммирует замеренные сливаемые порции жидкости и преобразовывает их объёмы в электрический сигнал, регистрируемый в счетчике блока управления. При повышении или понижении допустимого давления на установке электро-контактный манометр 14 с блоком управления формирует аварийный сигнал, загорается лампочка в блоке управления, и при наличии КП телемеханики сигнал может передаваться в диспетчерский пульт. Предохранительный клапан 2 не допускает превышение рабочего давления внутри емкости. Обогреватель 8 и вентилятор 10 обеспечивают в зимнее время нормальную работу установки. Перегородка 5 и сетка 17 защищает турбинку счетчика от инородных тел. Инородные тела и парафин, накопленные в грязевом отсеке, периодически сбрасываются через задвижку 6 в выходной трубопровод. Решетка 18 служит для очистки газа от капельной жидкости. При необходимости отключения установки продукция скважины направляется по байпасу закрытием задвижек 13 и 7 и открытием задвижки 12.

4.1 РАЗГАЗИРОВАНИЕ НЕФТЕЙ

Процесс разгазирования нефтей может происходить уже непосредственно в пластовых условиях при понижении давления в пласте ниже давления насыщения. В дальнейшем этот процесс более интенсивно проявляется при движении нефти по стволу скважины, в нефтесборных трубопроводах, депульсаторах, сепараторах I и II ступени, а также в аппаратах промежуточной и концевой ступени сепарации после термохимических и термоэлектрохимических установок по обезвоживанию или обессоливанию нефти.

При разгазировании нефтей для каждых условий (давления и температуры), поддерживаемых на определенном участке системы сбора или подготовки нефти, сохраняется определенное соотношение между газообразной и жидкой фазами, обычно выражаемое через рабочий газовый фактор (или газовое число):

G0=Vт/Vн,

где V_т – объем газа в нормальных кубических метрах, выделившийся из объема нефти V_н при р и Т в трубопроводе (или сепараторе).

Эта характеристика имеет важное значение во многих технологических процессах, в частности, например, для определения минимально допустимых значений давления в системе сбора и транспортирования газонефтяных смесей, исключающих крупномасштабные пульсации потока, расчетов параметров работы сепарационных установок и установок подготовки нефти.

Чем выше давление и ниже температура перекачки при данном газовом факторе системы, тем меньше газовый фактор G₀.

Процесс разгазирования нефтей, который происходит без отведения газа или жидкости из системы, называется контактным или однократным процессом разгазирования. При этом суммарный состав системы нефть – газ остается постоянным, так как обе фазы все время контактируют. На сепарационной установке нефтяной газ от ступени к ступени обогащается тяжелыми фракциями, хотя суммарный объем газа выделившегося из нефти, меньше, чем при однократном контактном разгазировании.

Считают, что выделение газа из нефти в пористой среде (пласте) приближается к дифференциальному процессу, тогда как разгазирование нефти в подземных трубах и промысловых коммуникациях и аппаратах близко к контактному процессу.

4.2 ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ НА ГРАНИЦЕ НЕФТЬ – ГАЗ

Поверхностное натяжение системы – это сила внутреннего давления, втягивающая молекулу внутрь жидкости и направленная перпендикулярно к её поверхности.

Внутреннее давление жидкости – это следствие межмолекулярного взаимодействия. Чем полярнее вещество, тем силы взаимодействия молекул выше и тем больше поверхностное натяжение системы.

Например, внутреннее межмолекулярное взаимодействие (давление) воды составляет 1480, а бензола – только 380 МПа. Отсюда следует, что поверхностное натяжение воды на границе с воздухом (паром) составляет 72,75·10^–3 Дж/м² при t = 20 °C, а бензола – (28,9·10^–3 Дж/м²).

Сила, действующая на единицу длины границы раздела фаз и обусловливающая сокращение поверхности жидкости, называется силой поверхностного натяжения, или просто поверхностным натяжением (Н/м). Для того чтобы увеличить поверхность жидкости, необходимо затратить работу, связанную с преодолеванием сил внутреннего давления. При повышении температуры поверхностное натяжение жидкостей снижается приближенно по прямолинейному закону. При критической температуре исчезает различие между граничащими фазами, и поверхностное натяжение становится равным нулю.

Следовательно, чем легче нефти подвергаются процессу разгазирования, тем меньшим поверхностным натяжением они обладают на границе с газом.

4.3 ПЕНИСТОСТЬ НЕФТЕЙ

Замечено [4], что появление в сепарационных установках над поверхностью разгазируемой нефти слоя малоподвижной пены приводит к резкому повышению количества капельной нефти в отводящем газе и сохранению в нефти на выходе из сепаратора значительного количества растворенного и окклюдированного газа.

Объяснение снижения эффективности работы сепарационного оборудования авторы [4, 5] видят в том, что появление слоя пены на границе контакта нефть – газ затрудняет процесс испарения нефти. При определенной высоте этого слоя кинетическая энергия пузырьков газа может быть недостаточной для преодоления механической прочности структурированных пленок нефти, образующих каркас пены. Это приводит к ее дальнейшему росту («набуханию»), что может в конечном итоге привести к забиванию всего объема сепаратора пеной.

Снижение производительности оборудования (увеличении времени пребывания газонефтяной смеси в сепараторе) или уменьшение перепада давления на входе в аппараты (т. е. применении соответствующих конструкций сепарационных установок) иногда исключает образование повышенного слоя пены на границе контакта нефть – газ.

Для некоторых газированных нефтей эффективная работа сепарационных установок возможна только после их предварительной обработки в системе сбора специально подобранными реагентами – антипенными присадками.

4.4 ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПЕНООБРАЗОВАНИЯ

Пены – высококонцентрированные дисперсные системы, газообразная дисперсная фаза которых составляет 99 % и более от общего объема системы, а жидкая дисперсионная среда распределяется между деформированными плотно упакованными пузырьками или ячейками газа в виде пленок различной толщины.

Все жидкости обладают той или иной пенообразующей способностью. Однако устойчивость образующейся пены для различных жидкостей может колебаться от долей секунды до многих суток.

Еще в 1880 г. Квинке установил, что «чистые» жидкости не образуют устойчивой концентрированной пены.

Специфика действия антипенных присадок, в частности, силиконовых, в углеводородных средах еще недостаточно исследована. Но существуют определенные требования, которых следует придерживаться при подборе или создании эффективной антипенной присадки для борьбы с пенообразованием углеводородных систем, например нефтей.

Пеногаситель должен не растворяться, а диспергироваться в пенящейся жидкости и иметь вязкость не ниже 2·10^–3 м²/с. Поверхностное натяжение (на границе с паром) у пеногасителя должно быть меньше, чем у пенящейся жидкости. Силиконовые пеногасители для эффективного их использования в нефтях не должны быть чувствительны к содержанию влаги (растворенной или эмульгированной). При большом содержании влаги в системах эффективность пеногасителей снижается.

За рубежом более пятнадцати лет используют силиконовые пеногасители при добыче и переработке нефти. На всех стадиях процесса расход пеногасителя составляет 3 – 5·10^–5 % от общего количества добытой нефти. Благодаря использованию силиконов производительность оборудования при добыче нефти может возрасти более чем на 60 %. Кроме того, применение 3 – 5·10^–5 % полиметилсилоксана на нефтеперекачивающих станциях позволяет улучшить работу насосов и снизить пульсацию трубопроводов.

Добавка 2·10^–5 % антипенной присадки к мазуту предотвращает его вспенивание. Добавка 2,5·10^–3 % силиконового антивспенивателя в смазочные масла и консистентные смазки улучшает их эксплуатационные свойства.

Силиконовые добавки в нефть (20·10^–4 %) значительно облегчают пуск и работу установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти, предотвращая срыв всасывания насосов.

Опыт использования силиконовых пеногасителей на промыслах Венесуэлы показывает, что чем выше плотность нефти, тем больше необходимость применения силиконов. При добыче маловязких нефтей низкой плотности использование пеногасителей не обязательно, тогда как для некоторых высоковязких (парафинистых) нефтей плотностью 850 – 870 кг/м³ может требоваться добавка пеногасителей.

Иногда для снижения ценообразования можно прибегнуть к подогреву особенно тяжелых и парафинистых нефтей. Однако наиболее надежным способом является подогрев вместе с закачкой силиконовой антипенной присадки. Для тяжелой нефти месторождений Бачакеро (Венесуэла) было найдено, что наиболее целесообразно использовать пеногаситель с вязкостью 125·10^–4 м²/с. Закачивать пеногаситель в нефть лучше всего в наиболее удаленной от сепаратора точке, что гарантирует максимальное диспергирование закачиваемой антипенной присадки. Для растворения силиконовой антипенной присадки применяли газойль или керосин, которые перекачивали центробежным насосом с электроприводом. Силиконы небольшими дозами подавали на всасывающую линию насоса, и циркуляцию поддерживали до тех пор, пока не достигалась достаточная степень смешивания. Было найдено, что наиболее эффективным соотношением газойля и силикона является 10:1.

В Советском Союзе также имеется опыт успешного применения антипенных присадок в различных технологических процессах.

Наибольшим распространением (таблица 4.1) пользуется присадка ПМС-200А, которую используют как антипенную присадку к маслам для предупреждения их вспенивания в двигателях внутреннего сгорания (добавка 0,002 %) и увеличения их к. п. д. ПМС-200А добавляют в ректификационные колонны и битумные составы (1·10^–4—2·10^–4 %); используют с успехом в производстве алкилфенольных присадок МНИИП-22к, ВНИИНП-360, для гашения пены при наливах битумов в танкеры, в качестве пеногасителя в процессах вакуумной разгонки нефти, обезвоживания отгонов нефти и мазутов.

Таблица 4.1 – Основные характеристики антипенных присадок

Марки	Плотность при 20 °С, кг/м3	Вязкость при 20°С, (10–6 м2/с)	Температура, °С
			вспышки, не выше	застывания, не ниже
ПМС-15	950	13,5 – 16,6	200	– 60
ПМС-2500	980	2500	200	– 60
МРТУ-6-02-294-64
ПМС-5000	980	5000	300	– 50
МРТУ-6-02-294-64
ПМС-200А	–	500	250	– 60
МРТУ-6-02-280-63		1000
ПМС-1000А	980	950 – 1050	300	– 60